1. Соединенные Штаты Америки

1. Газовая отрасль США является одной из старейших в мире: и процессы: протекавшие в течение длительной истории ее формирования, отразились в ее современной структуре и формах регулирования отрасли. Кроме того, важной особенностью происходивших в газовой отрасли США преобразований был учет особенностей соотношений юрисдикции федеральных органов и органов штатов.

В настоящее время отрасль включает в себя следующих основных участников:

· 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 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.

2. 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.

В то же время 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, должна была 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.

3. До середины 30-ых годов деятельность предприятий газовой отрасли в основном регулировалась соответствующими органами штатов В 1938 г. был принят Закон «О природном газе» (Natural Gas Act), который расширил возможности федерального регулирования газовой промышленности. Закон предоставил Федеральной энергетической комиссии (Federal Power Commission[1]) 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 которому 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 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 газа, добываемого на этих 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 данного Закона в Соединенных Штатах промысловая цена газа регулировалась, а потребительская цена складывалась из промысловой цены и издержек на промежуточные операции (транспортировка, распределение). После его принятия формирование цен стало в значительной мере 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 долгосрочные контракты, 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 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 транспортный тариф. 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 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 газотранспортными компаниями резерва, покрывающая соответствующие издержки этих компаний за счет их включения в состав своих постоянных затрат и в 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 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 т.н. 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.

4. 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.

Доклад с изложением Национальной энергетической политики содержит 8 разделов[2]:

· 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 новых магистральных газопроводов и 255 000 миль 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 стратегия 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.

Основными принципами государственного регулирования топливно-энергетического комплекса, заявленными Национальной энергетической политикой, являются следующие:

· 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. Преобразования в газовой отрасли Канады.

1. 1. В первой половине 70-ых годов компания «TransCanada Pipelines Ltd.» (TCPL) обладала монополией на транспортировку газа и практической монополией на закупки газа. При этом ее ставки и тарифы полностью регулировались Национальным Энергетическим Советом. Все цены вдоль цепи газоснабжения, от добычи до покупателей на входе в городские сети, регулировались на основе принципа «затраты плюс». Экспортные цены на поставки газа в США регулировались на основе межправительственных соглашений, и в результате возникшего вследствие либерализации американского рынка газа избытка предложения стали в начале 80-ых годов значительно превышать рыночные цены.

2. Компания TCPL, имевшая большой объем контрактов с поставщиками типа «take-or-pay», столкнулась с серьезными финансовыми проблемами. Были предприняты попытки рефинансировать ее обязательства, но они не привели к решению основного вопроса — обеспечению соответствия ценообразования и потребностей рынка. В 1985г. было принято решение федерального правительства и правительств провинций Альберта, Британская Колумбия и Саскачеван о необходимости реализации более гибкого, ориентированного на рынок, ценообразования на газ внутри страны. Была поставлена задача сформировать конкурентный рынок природного газа, согласованный с регулированием в транспортировке газа и его распределении. В 1986г. был введен свободный доступ к соответствующей инфраструктуре в сочетании с переходом к свободному ценообразованию. При этом компания TCPL сформировала дочернюю компанию для закупок и маркетинга газа, отделив тем самым транспортировку газа от этих функций. Постепенно сформировался вторичный рынок трубопроводных мощностей.

В конце 80-ых годов разделение видов деятельности и доступ третьих сторон были распространены на газораспределительные организации. Это позволило крупным промышленным потребителям и электростанциям покупать газ непосредственно у производителей и пользоваться транспортными услугами ГРО.и газотранспортных компаний. С другой стороны, более мелкие потребители стали часто использовать другую возможность: закупать газ у производителей, продавать его ГРО на входе в систему последней по усредненной цене покупаемого ею газа и снова покупать газ у ГРО по регулируемым ставкам.

3. В настоящее время в Канаде газораспределительные организации и крупные потребители покупают газ, заключая контракты с его производителями. В стране действуют свыше тысячи производителей газа (от крупнейших мультинациональных корпораций до мелких местных фирм; при этом сто крупнейших фирм контролируют примерно 85% объемов добычи). 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. Имеющиеся 16 ГРО в целом являются крупнейшими покупателями газа. Диапазон их мощности широко варьируется — от крупнейшей компании, обеспечивающей газом до более 1,2 миллиона потребителей и продающей до 10 млрд. куб. м/год до компании, обслуживающей 9 тысяч потребителей и продающей только 100 млн. куб. м/год. Некоторые ГРО сами предоставляют транспортные и транзитные функции для других ГРО и владеют собственными мощностями ПХГ.

ГРО имеют т.н. зоны франчайзинга, т.е. соглашения с муниципалитетами на длительный период (15-30 лет) об условиях поставки газа.

На рынке действуют также т.н. «агрегаторы» спроса, которые закупают газ для большого количества мелких покупателей.

4. Регулирование тарифов на транспортировку по межрегиональным магистральным газопроводам осуществляется Национальным Энергетическим Советом (НЭС), а регулирование газораспределительных организаций входит в обязанности энергетических советов провинций.

Подлежащие регулированию газотранспортные компании разделены на две группы: пять наиболее крупных компаний, для которых изменения в тарифах утверждаются в ходе публичных слушаний НЭС, и остальные компании, для которых регулирование тарифов осуществляется по жалобам пользователей.

5. . В основе ценообразования на газ потребителями ГРО 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. При этом ГРО представляют детальные обоснования ожидаемых на перспективу схем поставок газа потребителям, и на этой основе необходимых им инвестиций в развитие сети распределения газа.

Текущие потребительские тарифы для населения, как правило, включают ежемесячную абонентскую плату, плату за поставку газа (или газораспределение) и плату за стоимость приобретенного ГРО газа.

Промышленные потребители средних размеров (с годовым отбором газа порядка 340 тыс. м³), как правило, выплачивают также специальную плату за балансировку 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.

6. Экспорт и импорт газа подлежат определенным функциям регулирования со стороны НЭС. Экспорт может осуществляться в соответствии с краткосрочными разрешениями (на срок менее 2 лет) или долгосрочными (на срок до 25 лет) лицензиями. Краткосрочные разрешения легко получаются и стандартным образом продлеваются, а для получения долгосрочных лицензий необходимо заключение публичных слушаний НЭС, подтверждающее, что экспорт осуществляется в общественных интересах. В частности, речь идет о том, что планируемый экспорт не приведет к дефициту на внутреннем рынке, с учетом тенденций спроса и наращивания запасов газа.

3. История и уроки преобразований в газовой отрасли Великобритании

1. Надо отметить, что пример преобразований в газовой отрасли Великобритании представляется по целому ряду причин важным для анализа процессов, происходящих в газовой отрасли многих стран в последние десятилетия. При проведении этих преобразований учитывался опыт пионеров либерализации — США и Канады. Структура отрасли и законодательная среда ее работы не были усложнены большим количеством специфических исторических наслоений, что было характерно для США. Вместе с тем на характер и ход преобразований важный отпечаток наложили такие факторы, как жестко либеральный уклон в политике консервативного правительства Великобритании, сохранявшего власть практически весь период преобразований и потому оказавшегося в состоянии последовательно провести все представлявшиеся ему необходимыми преобразования. С другой стороны, не менее важным фактором было последовательное сопротивление, оказывавшееся руководством компании «Бритиш Газ» принимавшимся правительством мерам. Представляется, что сочетание этих факторов сыграло немалую роль в том, что преобразования принимали все более радикальную форму и завершились полной перекройкой бизнес-среды отрасли.

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.

До начала преобразований компания «Бритиш Газ» (БГ) была вертикально интегрированной государственной компанией. Она была образована в соответствии с принятым в 1972г. Законом о газе и включила в себя газотранспортную сеть и Региональные управления по газоснабжению. Компания БГ получила монопольные права на продажу газа потребителям и на приобретение газа, добываемого в британской экономической зоне Северного моря (точнее, у БГ было т.н. право первого отказа, т.е. добываемый газ мог продаваться другим агентам только в том случае, когда БГ отказывалась его закупать. Одновременно в отрасли действовали другие крупные нефтегазовые компании, которые наряду с БГ занимались разведкой и добычей газа в Северном море. Добываемый ими газ продавался БГ как монопольному покупателю газа, владельцу газотранспортной системы страны и монопольному поставщику газа на ее рынок.

В 1979г. к власти в стране пришло консервативное правительство под руководством М.Тэтчер, поставившее одной из своих основных программных целей проведение широкой приватизации. В 1982г. был принят Закон о предприятиях в нефтяной и газовой отраслях, который отменил право первого отказа и декларировал право доступа к трубопроводной системе БГ.. Однако при этом не были разработаны соответствующие детальные положения, и серьезных усилий по участию в маркетинге газа со стороны к-л. третьих сторон сделано не было. Производители газа в Северном море продолжали продавать газ компании БГ, которая характеризовалась ими как «коммерчески жесткий, но исключительно надежный монопольный покупатель».

2. В 1986г. был принят новый Закон о газе, что привело к первым реальным изменениям в отрасли. Закон предоставил третьим сторонам право маркетинга газа крупным конечным потребителям (с объемом потребления свыше 25000 термий/год — примерно 100 т/год), сформировав т.н. контрактный рынок газа. При этом за компанией БГ был на 25-летний срок были закреплены права «общественного поставщика газа», сохранив ей монопольные права на поставки газа потребителям т.н. тарифного рынка. (потребителей с объемом потребления менее 25000 термий/год). Одновременно на БГ были возложены ряд обязательств:

• Все потребители тарифного рынка, расположенные в пределах 80 м от существующих газопроводов, подлежали безусловному обслуживанию со стороны БГ;
• Прочие потребители тарифного рынка подлежали газоснабжению, если это экономически оправдано;

· От компании БГ требовалась разработка и публикация обоснованных тарифов для потребителей тарифного рынка, которые учитывают особенности каждого потребителя (расположение, характеристики загрузки и т.п.), а также установление недискриминационых цен на контрактные поставки газа крупным потребителям;

· На БГ возлагалось обеспечение безопасности и качества газоснабжения, а также обеспечение особых условий газоснабжения для пожилых людей и инвалидов.

Были явно сформулированы права и упрощены условия использования третьими сторонами газотранспортной системы БГ для поставки газа. 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 БГ обеспечивать при необходимости резервные поставки газа для потребителей, использующих БГ только в качестве транспортной компании.

На тарифном рынке уровень тарифов БГ устанавливался на основе принципа стимулирования снижения издержек, по формуле: (обоснованные фактические издержки) + (индекс инфляции потребительских цен) — (процент снижения издержек, устанавливаемый органом регулирования).

Компания БГ была приватизирована (за 5,4 млрд. фунтов стерлингов; при этом правительство эмитировало т.н. «золотую» акцию и ввело запрет на владение любым лицом более 15% ее акций), был назначен регулятор отрасли — Генеральный Директор по Поставкам Газа, и в его подчинении создана структура Офиса по Поставкам Газа («Офгаз»). Основным предназначением созданных институтов было сделать возможным на практике маркетинг газа третьими сторонами. Правительство в особенности стимулировало производителей газа Северного моря включиться в деятельность по маркетингу. Это стимулирование было неформальным, но поскольку существовал правительственный контроль над присуждением лицензий на разведку и добычу, эти неформальные предложения и советы внимательно воспринимались соответствующими компаниями.

Кажется удивительным, что потребовалось такое стимулирование. Но для многих производителей маркетинг газа не был их основным бизнесом. Хотя производители были иногда разочарованы контролем, осуществлявшимся со стороны БГ как монопольного покупателя, они одновременно признавали, что существовавший режим обеспечивал гарантированность объемов закупок и цен на газ. В некоторых случаях компании неохотно шли на начало конкуренции со своим основным партнером.

Вскоре после введения в действие Закона о газе проявились первые результаты. Компании, желавшие конкурировать с БГ, заявили, что ранее БГ устранял конкуренцию посредством дискриминационного и грабительского ценообразования. Последнее осуществлялось за счет использования информации о заявках третьих сторон, получаемой от собственного транспортного департамента БГ, в целях предотвращения осуществления этими сторонами сделок по продаже газа, и за счет замедленного предоставления и искажения информации о свободных транспортных мощностях и о ставках на услуги. Кроме того, компания БГ законтрактовывала практически весь возможный объем поставок газа и, используя свою доминирующую позицию на рынке, продолжала затруднять другим агентам закупки необходимых им объемов газа.

3. В 1988г. жалобы на поведение компании БГ были рассмотрены Комиссией по Монополиям и Слияниям, которая в основном признала эти обвинения справедливыми. В частности,

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

Комиссия рекомендовала (а Правительство поддержало эти рекомендации и приняло по ним обязывающие решения), чтобы компания БГ публиковала цены своих как прерываемых, так и непрерываемых контрактов, вместе с соответствующей детальной информацией, и чтобы эти цены определялись только условиями поставки газа (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.

Важным новым требованием антимонопольного характера стало запрещение компании БГ закупать по первоначальному контракту и в течение двух лет после его подписания больше, чем 90% газа, добываемого из любого вновь разрабатываемого газового месторождения.

4. Несмотря на законодательные нововведения, развитие конкуренции в отрасли происходило исключительно медленно. Одной из причин этого была высокая стоимость транспортировки газа. В 1989г. компания БГ впервые опубликовала обоснования своих транспортных тарифов, и быстро стало очевидным, что сформированные на этой основе тарифы будут значительно выше уровней, которые Офгаз считал справедливыми. Офгаз потребовал пересмотра тарифов. В результате споров с Офгазом в начале 1990г. компания БГ пересмотрела свою методологию и ввела новые тарифы.

В это время Офгаз, по Закону от 1986г., имел право вмешиваться и устанавливать свои тарифы только в отдельных случаях, когда не достигалось соглашение между БГ и соответствующим перевозчиком, но у него не было права регулировать тарифы более общим образом. Стало ясно, что неразумное поведение БГ скоро приведет к изменению этого положения.

Транспортные тарифы были снижены в некоторых случаях на 40% и более. Начался реальный транспорт газа третьих сторон. Но Правительство было разочаровано темпом развития конкуренции, и в 1991г. ситуацию рассмотрел правительственный Офис Честной Торговли (ОЧТ).

5. ОЧТ нашел, что один из основных факторов, препятствующих развитию конкуренции, — нехватка ресурсов газа у конкурентов БГ. Введенное еще в 1986г. правило «90%» было расширено, и компании БГ было предписано передать конкурентам часть объемов газа, которые она уже законтрактовала. Появление на рынке ресурсов газа по фиксированной цене привлекло на него большое число игроков, кроме традиционных дочерних структур производителей газа Северного моря. Часть их хотели просто играть роль трейдеров и перепродавцов, не будучи заинтересованы в конечных продажах потребителям. Программа передачи газа от БГ была реорганизована с тем, чтобы преимущество получали компании, стремящиеся продавать газ конечному потребителю.

ОЧТ также потребовал, чтобы компания БГ провела разделение счетов и создала «Китайские стены» между своими транспортными и маркетинговыми операциями с тем, чтобы информация, получаемая транспортниками, не передавалась собственным торговым структурам БГ. Было предложено БГ передать конкурентам часть своего рынка потребителей в диапазоне потребления 10-100 т/год.

В течение 1992г. были приняты решения: Закон о Конкуренции и Услугах в Общественных Нуждах (Utilities) дал Офгазу право регулировать в целом газотранспортные тарифы, а также контролировать деятельность БГ на рынке промышленных потребителей. Потолок монопольного рынка БГ был снижен с 100 до 10 т/год. Была поставлена задача снизить к 1995г. долю БГ на конкурентном рынке до 40%.

. 6. Однако реализовать предложения и требования ОЧТ на практике, в ходе переговоров, оказалось трудным. В 1993г. снова было обращение в Комиссию по Монополиям. На основе рекомендаций последней Правительство потребовало от БГ создать полунезависимую дочернюю структуру по транспортировке и хранению газа, чтобы гарантировать, что компания БГ будет вести себя по отношению к торговым операциям самой БГ и операциям третьих сторон одинаковым образом. Такие компании были созданы и именовались BG trading и BG Transco. Тарифы на транспорт газа должны были быть снижены и ограничения конкуренции уменьшены, а рынок малых потребителей постепенно в период 1996-1998гг открыт для конкуренции. В 1993г. была введена формула тарифа, которая соответствовала темпу возврата инвестиций в 6,5-7,5% для новых инвестиций и 4-4,5% для основных фондов, созданных до 1992г.

7 Для введения полностью конкурентного рынка и обеспечения при этом гарантий для потребителей принятый в 1995г. т.н. Gas Act установил ряд процедур. Была введена новая система лицензирования для операторов транспорта газа, пользователей сети и поставщиков газа. Лицензия для поставщиков газа выдавалась только компаниям, которых Офгаз квалифицировал как финансово устойчивых, и вводил для них ряд требований, включая недискриминационный подход к потребителям и обязательство предоставлять им консультации в отношении мер по энергосбережению. Предусматривалась также разработка детальных положений по регулированию и пользованию сетями, известных как Сетевой Кодекс.

Введение конкуренции осуществлялось поэтапно, на основе экспериментов в отдельных регионах

8. В 1996г. компания БГ решила 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 1997г. БГ создала компанию « БГ Транско» для осуществления услуг по транспорту и хранению газа. БГ стала холдинговой компанией, которая наряду с Транско контролировала также международные активы БГ и ее месторождения в Северном море. Компания Транско приняла предложения Офгаза по снижению тарифов. В сентябре 1997г. деятельность по хранению газа была отделена от Транско в новую компанию «БГ Сторидж».

Второй компанией, созданной из бывшей БГ, стала «Сентрика», которая получила рынок поставок газа БГ и газовое месторождение Морекамбе в Ирландском море. Кроме того, компания получила возможность работать в сфере сервиса потребителей потребителей: от эксплуатации центрального теплоснабжения до таких направлений, как обеспечение безопасности жилых домов.

В сентябре 1994г. Офгаз ослабил требования к БГ по публикации прайс-листов для потребителей объемом свыше 100 т/год , а в сентябре 1995г. — для потребителей в диапазоне 10-100 т/год. Программа передачи объемов газа от БГ конкурентам была завершена в 1996г. К этому времени была создана определенная конкурентная среда в отрасли.

·В течение 1996-1998гг была постепенно введена

конкуренция в секторе малых потребителей. Цены БГ в этой сфере жестко контролировались. Ценовая формула включала компоненту, связанную с ценой покупаемого газа, и компоненту, независящую от этой цены. Для второй компоненты предусмотрена индексация в соответствии с индексом инфляции за вычетом 5% (т.е. де-факто снижение цены в абсолютных единицах).Ожидалось, что после развития конкуренции вместо жестких уровней цен будут введены ограничения сверху на уровень цен (на практике ввиду роста конкуренции эти ограничения уже перестали работать). Контроль постепенно перенесен в сферу стандартов услуг и выполнения обязательств, содержащихся в лицензиях, включая обязательства по осуществлению «общественных услуг». Произошло также развитие мониторинга мероприятий по увеличению производительности газотранспортных систем, чтобы обеспечивать условия для увеличения спроса на газ

Регулирование тарифов на транспорт и хранение газа сохранялось, поскольку «Транско» сохраняла почти полную монополию в этой сфере. При этом формулы для тарифов стали устанавливать на период 5 лет.

9. Результат реформ: доля независимых поставщиков в 1996г. — 76% в электроэнергетике, 71% в секторе потребителей объемом свыше 100 т/год. При этом альтпрнативные поставщики предлагали цены на 10-20% ниже цен БГ/ Добыча газа в Британском секторе Северного моря быстро увеличивается — с 50 млрд. куб. м в 1990г. до уровня свыше 98 млрд. куб. м в 1999г. (т.е. вдвое за 9 лет!) и продолжает расти. Цены на газ у основных групп потребителей в Великобритании ниже, чем в других странах ЕС (правда, здесь играет роль и налоговая политика этих стран). Суммарная капитализация активов компаний, образовавшихся их бывшей БГ, превысил в настоящее время исходную капитализацию БГ в 2,5 раза. Эти успехи послужили сильным стимулом к принятию в 1998г. решений о либерализации газового рынка стран ЕС, начавшем реализовываться в 2000г.

10. Сетевой Кодекс и смежные вопросы. Принятый в 1995г. Gas Act содержал требование к компании «БГ Транско», как к единственному обладателю лицензии транспортера газа, разработать Сетевой Кодекс, устанавливающий стандартные условия для любого клиента, желающего использовать газотранспортную сеть БГ и ее объекты хранения. Кодекс был введен в действие в 1996г. Основные положения Сетевого Кодекса;

· Балансирование поставок на суточной основе. Все пользователи должны балансировать свои поставки и отборы на ежесуточной основе, в привязке к узлу, называемому Национальной Точкой Балансировки (НТБ). Компания Транско ответственна за корректировку небалансов пользователей посредством покупок или продаж газа через т.н. механизм гибкости. При этом затраты Транско, связанные с балансированием системы, переносятся в соответствующем объеме на те компании, которые вызвали соответствующий небаланс,.

· Высший Менеджер. Организация в составе Транско, известная как Высший Менеджер, ответственна за гарантирование того, что достаточные объемы газа закачены в ПХГ в летний период для того, чтобы обеспечить ожидаемый уровень зимнего спроса, с учетом прогнозируемых уровней добычи. В целом объемы хранения покупаются пользователями, но закупленные объемы могут оказаться недостаточными для обеспечения сезонного спроса. Высший Менеджер может закупать газ и закачивать его в невыкупленные перевозчиками мощности хранения, действуя в соответствии со своими представлениями о недостаточности закупленных перевозчиками объемов. В период пикового спроса Менеджер может использовать этот газ либо через механизм гибкости, либо посредством прямых продаж пользователям, испытывающим нехватку газа. Эти поставки в обоих случаях осуществляются по заранее определенным очень высоким ценам.

· Резервирование мощности на входе и выходе системы. Пользователи должны купить мощности на период в 12 месяцев в каждой из точек входа своего газа в систему Транско, а также резервировать мощности на выходе из системы в тех зонах выхода (из общего числа 37 зон), в которых они поставляют газ по непрерываемым контрактам крупным промышленным потребителям и электростанциям (т.н. потребители с ежедневными замерами объемов). Для других потребителей («НЕЗП») используется другой подход (см. ниже).

· Отнесение спроса к НЕЗП. Хотя Сетевой Кодекс требует, чтобы пользователи балансировали свои поставки и отборы в системе на ежесуточной основе, у большинства потребителей информация об объемах их потребления не передается в систему и пользователям столь регулярно. Чтобы справиться с этой проблемой, используется следующий подход: применяется сложная математическая формула для оценки спроса каждого потребителя, в зависимости от его объема, графика поставок, расположения и местных температурных условий. Соответствующие расчеты проводятся на сутки вперед, и их результаты в виде суммарного уровня спроса на их газ со стороны НЕЗП передаются пользователю. Последний должен сообщить Транско, какие объемы его газа должны транспортироваться по системе, а какие — храниться, На основе этой информации Транско составляет свое эксплуатационное расписание на сутки вперед.

· Торговля вторичными производительностями. Пользователи могут торговать между собой производительностями. Транско поддерживает компьютерную биржу, на которой пользователи могут давать заказы на покупку и предложения о продаже производительности. Пользователи могут также проводить операции купли-продажи производительности самостоятельно, с последующей регистрацией этих сделок у Транско. При этом пользователь, который первоначально купил производительность, остается ответственным за соответствующие выплаты компании Транско.

· Покупка мощностей ПХГ. Созданная для управления мощностями по хранению газа компания «БГ Сторидж» организовывает каждой весной тендер для пользователей по продаже мощностей по хранению газа на период, начинающийся 1 мая. С учетом проданных мощностей и представлений Высшего Менеджера о своих потребностях, последний имеет право выставить на аукцион излишек мощностей. В свою очередь, пользователям разрешено в любой момент торговать мощностями ПХГ (как с объемами газа в них, так и без) по свободной цене.

· Прерывания поставок. В исключительных обстоятельствах Транско может прерывать поставки газа в стратегически важные узлы системы, например, в ситуациях системных ограничений производительности. Для подготовки к таким ситуациям Транско договаривается с пользователями, что некоторые из их крупнейших потребителей объявляются прерываемыми. С таких потребителей не взимается ставка оплаты на выходе из системы и тарифы за газораспределение. При принятии решений по прерыванию поставок Транско не может осуществлять дискриминацию тех или иных пользователей. На практике только 10% всех прерываний осуществляется по вине Транско, а все остальные — иницируются пользователями, их соображений поддержания баланса поставок

· Механизм гибкости. В системе газоснабжения компанией Транско организуются постоянные торги по продаже и покупке объемов газа для балансировки системы в данный день. В ходе этих торгов определяются рыночные цены такой балансировки. Затем Транско использует эти цены как плату за балансирование поставок конкретного пользователя. При этом, согласно Сетевому Кодексу, имеется важное различие между сутками, в которые система в целом сбалансирована и когда имеется существенный небаланс в системе. В первом случае плата осуществляется по среднесуточной ставке , определенной на рынке. Во втором случае плата производится по предельным ставкам (т.е., например, в ситуации нехватки газа в системе Транско будет взимать с тех, кто перерасходует газ, максимальную ставку оплаты). В расчеты включается оплата комиссии, причитающейся самой Транско за ее услуги. При этом пользователи могут самостоятельно воспользоваться механизмами гибкости и участвовать в торгах, предлагая увеличение поставок газа по соответствующим контрактам с поставщиками, или использовать законтрактованные мощности по хранению, или использовать возможности прерывания своих контрактов с потребителями.

11. Положение с долгосрочными контрактами на поставку газа. Большинство поставок газа по-прежнему осуществляется по подписанным ранее долгосрочным контрактам. В ходе либерализации рынка в течение 1995г. имело место резкое превышение объемов предложения над спросом, что привело к почти двукратному падению цен на газ на спотовом рынке. Действовавшие контракты включали положения «take-or-pay» на примерно 70-80% годовых контрактных объемов и индексацию цен на газ по ценам нефти, а также обязательства поставщиков обеспечивать значительное превышение суточных поставок в пиковый период над среднесуточными поставками. В условиях резкого падения цен на спотовом рынке Сентрика провела переговоры о изменении условий контрактов, в ряде случаев предлагая снять условия сезонного типа или выплатить определенную компенсацию. В результате к 1998г. эта проблема была в основном разрешена. Новые контракты стали заключаться преимущественно на период 3-5 лет, с ценами, индексируемыми по спотовому рынку или фьючерсным ценам на газ. Высокие штрафы за небалансы в условиях пикового спроса (см. выше) заставили производителей обращать больше внимания на обеспечение резервных возможностей на случай аварийных прерываний поставок. Крупные производители, имеющие диверсифицированные источники поставок, стали предлагать соответствующие услуги мелким производителям.

12. Спотовый рынок. На этом рынке осуществляются двусторонние сделки (напрямую или через брокера) на поставки газа по фиксированной цене немедленно или как форвардные сделки. Большинство сделок в настоящее время осуществляется по стандартизованным контрактам. Большинство сделок конфиденциально, но оценки рыночных цен для различных категорий торговцев публикуются специальными агентствами. В свою очередь, эти оценки используются как база для индексации цен в некоторых срочных контрактах и инструментах управления риском. В 1997г. доля газа, продаваемого на спотовом рынке, достигла 18%; при этом каждая единица газа, доставленная потребителю с этого рынка, была до этого примерно 4,8 раз перепродана на рынке.

13. Фьючерсный рынок. Этот рынок стал действовать в 1997г. на Международной Нефтяной Бирже в Лондоне. Точкой поставки газа является НБТ. Период, на который распространяется торговля, составляет от нескольких дней до 15 месяцев. Торговля осуществляется по стандартизованным контрактам. Созданы условия для хеджирования сделок.

14. 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.

15. Преобразования в газовой отрасли Великобритании часто приводятся как образец при анализе этих проблем в российской ситуации. Имеет смысл сравнить особенности исходной ситуации, послужившие отправной точкой этих реформ

Особенности исходной ситуации:

 

РОССИЯ ВЕЛИКОБРИТАНИЯ

Доминирующий добытчик газа (около 90%), владеющий примерно 70% запасов газа.Уровень добычи снижается.	Добыча диверсифицированная, хотя и в определенной. мере в стадии стагнации
Распределение газа не было монополизировано (сейчас ситуация изменилась)	Вертикальная интеграция компании БГ полностью охватывала распределение и поставки газа
Огромные расстояния и, в результате, в течение длительного времени доминирующая роль транспорта (добыча из уникальных месторождений относительно дешевая)	Небольшие расстояния транспорта, добыча из большого числа относительно небольших месторождений
Долгосрочные экспортные контракты и важная роль в газоснабжении Европы в целом	Замкнутая (до конца 1998 г.) система газоснабжения
Внутренний рынок газа из-за низких (регулируемых) цен мало привлекателен, уровень цен на нем должен расти. Задача преобразований — повысить объемы поставок на него.	Уровень цен на внутреннем рынке чрезмерно высок вследствие монополизма поставщика. Задача преобразований — снизить уровень цен.
Исходно «народная» приватизация; тем не менее сложившаяся структура собственности должна учитываться при любых преобразованиях	Рыночная приватизация
Роль региональных элит в 90-ые годы и роль газового фактора в их политике	Жестко централизованная политика
Непоследовательная и кусочно-разрывная политика преобразований с минимальной «технической» поддержкой. «Пунктирное регулирование»	Последовательное осуществление этапов реформ как на политическом, так и на «техническом» уровне («Сетевой Кодекс» на 600 стр. и т.п.)
В 90-ые годы на практике принимались только те конкретные меры по реформированию и в той форме, какие и в какой это виделось важным субъекту регулирования.. Обилие «серых» зон в регулировании.	Жесткое осуществление ясной программы, с конкретными решениями по всему кругу вопросов.

Современная система ценообразования на газ в Великобритании.

1. Цены на природный газ для большинства потребителей в Великобритании являются свободными и определяются рынком. Цены для потребителей компании Centrica, в настоящее время специализирующейся на обслуживании населения, подлежат регулированию.

Потребители могут выбирать поставщика на конкурентной основе. Поставщиками газа являются во многих случаях (прежде всего, для крупных потребителей) дочерние компании крупных производителей газа (Shell, BP Amoco и др.); кроме того, формируются независимые поставщики, выполняющие, в частности, функции агрегирования спроса мелких и средних потребителей и предоставления им услуг.

2. 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.

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»), при этом 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.

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 (как правило, соотношение между постоянными затратами, для возмещения которых предназначена ставка за мощность, и переменными затратами близко к 80:20).

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

4. Преобразования газового рынка стран ЕС

4.1 Исходное состояние газовой отрасли континентальных стран ЕС

Газовая промышленность континентальных стран ЕС относительно молода и в основном стала формироваться после открытия крупнейшего месторождения Гронинген (Нидерланды) в конце 60-ых годов, а затем получила мощный импульс развития с началом масштабных поставок природного газа из СССР (с середины 70-ых годов), Алжира и несколько позже — Норвегии. В ряде стран (Германия, Италия) разрабатываются собственные ресурсы газа, но во всех странах, кроме Дании, импорт газа играет важнейшую роль в газоснабжении. Зависимость от импорта, особенно в условиях разделения Европы времен холодной войны, а также характерные сложности развития столь капиталоемкой отрасли привели к высокой роли государства в формировании структуры отрасли. На национальном уровне были созданы монопольные структуры, обеспечивавшие импортные поставки газа и развитие газотранспортных систем («Газ де Франс» во Франции, СНАМ в Италии, Дистригаз в Бельгии и т.п.) Там, где официально монопольные права не были предоставлены, они де-факто реализовывались при поддержке государства — так, в Германии действовали соглашения о разграничении зон обслуживания различных поставщиков газа, а в важнейших сферах импорта газа фактически монопольное положение занимал Рургаз. На региональном и местном уровне действовали связанные с соответствующими региональными и местными властями локальные монополисты, обладавшие исключительными правами на поставки газа на газораспределение на соответствующей территории. Наднациональное законодательство ЕС в этих вопросах фактически отсутствовало.

Действовавшая система фактически исключала конкуренцию. Так, даже в Германии, где формально не было запретов на участие новых игроков на национальном (не местном) уровне, усилия Винтерсхала и Газпрома по созданию конкурирующей с Рургазом системы поставок газа потребовали многих лет и инвестиций в несколько миллиардов долларов для овладения порядка 10% рынка.

Вместе с тем, эта система привела к впечатляющему темпу развития газовой отрасли европейских стран — доля газа в энергобалансе стран ЕС достигла к настоящему времени 22%, а объемы потребления газа — уровня в 400 млрд. куб. м/год. На протяжении десятилетий, несмотря на происходившие крупные изменения, включая распад СССР и Варшавского блока, объединение Германии и проблемы с экстремизмом в Алжире, была обеспечена высокая надежность поставок газа.

Тем не менее, к середине 90-ых годов успехи либерализации рынка газа сначала в США и Канаде, а затем в Великобритании (структура газовой отрасли которой за десятилетие до того была во многом сходна со странами континентальной Европы), усилили импульсы к проведению в рамках ЕС преобразований газового рынка. Значительным побудительным импульсом были относительно высокие цены на природный газ на уровне конечных потребителей стран ЕС. Такое явление было расценено как прямой результат фактического отсутствия конкуренции, хотя надо отметить, что другим важным фактором ценообразования была усложненная многоуровневая организационная структура отрасли и высокие уровни прямого и косвенного налогообложения.

4.2 Основные положения Газовой Директивы ЕС.

22 июня 1998г. Советом ЕС и Европарламентом принята Газовая Директива ЕС (полное название — Директива 98/30/ЕС Европейского Парламента и Совета ЕС от 22 июня 1998 г. «Общие правила для внутреннего рынка природного газа»), полностью вступившая в силу 10 августа 2000 г.. В Директиве подробно разработана система правил и тарифов, формирующих основы нового конкурентного рынка природного газа в странах ЕС. В Директиве отмечается, что внутренний рынок природного газа Европейского Союза должен формироваться постепенно, чтобы дать возможность различным отраслям промышленности гибко и последовательно адаптироваться к новой окружающей среде с учетом различий развития рыночных структур в странах-участницах.

К Ключевым положениям Газовой Директивы ЕС можно отнести следующие:

1. Отмена эксклюзивных прав и недопущение дискриминации участников рынка;

2. Доступ Третьих Сторон (ДТС) к объектам транспорта газа и к поставкам газа т.н. «приемлемым» потребителям и постепенное открытие рынка. Критерии «приемлемости» определены на основе минимальных объемов годового потребления газа и должны были постепенно снижаться. Доступ третьих сторон должен быть обеспечен на основе критериев объективности, прозрачности и отсутствия дискриминации (статья 14);

3. Публикация тарифов или «основных коммерческих условий» ДТС;

4. Разделение выполняемых работающими в отрасли компаниями работ, услуг и счетов по видам деятельности, прозрачность их операций и отчетной документации;

5. Введение эффективных механизмов разрешения споров и создание органов регулирования (Регуляторов);

6. Принцип «субсидиарности», в соответствии с которым общие правила по организации деятельности в секторе природного газа определяют лишь основные мероприятия по созданию новых рыночных структур, детальная же реализация положений Газовой Директивы ЕС предоставляется самим странам-участницам.

7. Принцип «взаимности»», в соответствии с которым каждая страна-член ЕС может применять в отношении другой страны положения об открытости рынка в той мере, в которой это делает другая трана.

8. Условия отказа от положений Директивы, включая ДТС, и особые условия, связанные с развивающимися рынками.

 

Многие положения Директивы относятся к т.н. «предприятиям в секторе природного газа», под которыми понимается любое физическое или юридическое лицо, выполняющее, по крайней мере, одну из ниже перечисленных функций: добычу, транспорт, распределение, снабжение, закупку или хранение природного газа, включая СПГ, которое является ответственным за торгово-коммерческие, технические и/или эксплуатационные характеристики упомянутых функций. В состав этих предприятий не включаются конечные потребители газа. «Интегрированное предприятие в секторе природного газа» — предприятие с вертикальной или горизонтальной интеграцией.

Рассмотрим некоторые ключевые положения подробнее.

Директива требует разделения работ, услуг и счетов (Unbundling), т.е. разделения организационных мероприятий, различных услуг (таких, как проведение аукционов по открытому доступу к трубопроводным системам и ПХГ, свободная покупка/продажа прав на мощность систем/объектов газоснабжения, резервирование свободных мощностей для контрактов, создание вторичного рынка доступных мощностей и т.п.) и финансово-бухгалтерской отчетности по видам деятельности предприятий в сфере природного газа.

Для того чтобы избежать дискриминации, перекрестного субсидирования и финансирования и других искажений процессов конкуренции, интегрированные предприятия в секторе природного газа должны готовить отдельные отчеты по деятельности в области транспорта, распределения, закупок и хранения природного газа, а также там, где это нужно и возможно, консолидированные отчеты по деятельности, не связанной с газовым бизнесом, таким образом, как если бы эти виды деятельности велись отдельными предприятиями. Все внутренние отчеты должны включать баланс и отчет о прибылях и убытках по каждому виду деятельности. Когда рассматривается доступ к закольцованной системе, единой для транспорта и распределения газа (статья 16), а доступ к системе осуществляется на базе единого тарифа как для магистрального транспорта, так и для распределения газа, отчеты по этим видам деятельности могут быть объединены (статья 13).

При этом публикации разделенных счетов не требуются, но для их проверки допускаются компетентные организации, в частности, органы разрешения соответствующих споров.

Предприятия, и прежде всего, интегрированные предприятия, получают в качестве владельцев/операторов системы газоснабжения коммерчески важную информацию при предоставлении ДТС к системе или при переговорах о таком доступе. Им запрещено злоупотреблять этой информацией, в частности, нарушать конфиденциальность коммерчески важной информации. В интегрированных компаниях для этого должен быть обеспечен режим т.н. «китайских стен» (т.е. закрытости соответствующей информации, получаемой одними подразделениями, от других подразделений, которые могли бы использовать эту информацию для получения конкурентных преимуществ.

 

На основе опыта Великобритании рекомендуется вводить строгое наблюдение органа регулирования (Регулятора) за выполнением основных положений Директивы, и, в частности, за возведением «китайских стен«.

 

В отношении возможных споров по применению положений Директивы и механизмам их разрешения предусмотрено следующее:

· Страны-члены ЕС должны обеспечить такие условия, чтобы стороны вели переговоры доброжелательно и не злоупотребляли своим положением;

· Должны быть созданы эффективные механизмы, позволяющие избегать злоупотреблений доминирующим положением любого участника переговоров;

· Страны-члены ЕС должны назначить независимый орган для разрешения споров, возникающих в конкретных переговорах и/или при отказе от доступа;

· Орган разрешения споров должен представлять свои выводы без задержек и, если это практически возможно, то в течение 12 недель;

· Сохраняется право апелляции в соответствии с законодательством ЕС.

 

В директиве прописаны основные формы и виды отказа от реализации ее отдельных положений:

· Отказ в доступе к системе газоснабжения, регулируемый Статьей 17 Газовой Директивы;

Основанием для отказа могут быть:

? отсутствие необходимой производительности системы газоснабжения (система магистрального транспорта, газораспределительные сети и ПХГ);

? действующие контракты, соглашения и договоренности типа «take—and/or—pay» (в соответствии с процедурами, установленными Статьей 25 Газовой Директивы);

? обязательства социального характера.

 

· Решения, связанные с распределительными системами:

? регулируются Статьями 3 и 4 Газовой Директивы ЕС;

? могут приниматься на основе различных обязательств, прежде всего обязательств социального характера.

 

· Отказы от применения некоторых положений Директивы для развивающихся рынков и регионов (Статья 26 Газовой Директивы ЕС). Для стран, где рынок только открывается, и для рынков, зависящих только от одного внешнего поставщика, возможны частичные или временные отказы от применения некоторых положений Директивы. Греция, Португалия и Финляндия, у которых имеется только один внешний поставщик газа, могут не открывать рынок в настоящее время, а сделать это позднее.

4.3 Реализация положений Газовой Директивы ЕС.

К 10 августа 2000 г. каждая страна-член ЕС должна была обеспечить выполнение минимальных требований Газовой Директивы о 20%-ном уровне открытия национального рынка газа (в Директиве утверждалась следующая динамика минимальных темпов открытия национальных рынков газа для доступа к потребителям и конкуренции — 20% в 2000 г., 28% к 2003 г. и 33% к 2008 г.). До этой даты была проведена огромная работа по приведению своего законодательства в соответствии с положениями Директивы, в т.ч., как минимум, определить:

· какой орган будет регулировать правила функционирования национального рынка газа;

· какой режим доступа третьих сторон к своим системам газоснабжения — регулируемый, переговорный или гибридный — она принимает;

· какова степень открытия внутреннего рынка газа на начальном этапе, каковы минимальные объемы открытия и темпы роста либерализации этого рынка на каждом дальнейшем этапе.

Изменения должны были соответствовать рамочным ограничениям Газовой Директивы и одновременно вписываться в национальное законодательство каждой страны-члена, которое в области газовой промышленности и смежных отраслей исторически отличается большим разнообразием. Фактически во многих случаях речь шла о разработке специальных национальных законов или декретов правительств стран-членов ЕС. Возникли сложные проблемы взаимной увязки изменений, предлагаемых в разных странах (в соответствии с принципом «взаимности» Газовой Директивы).

Последующие решения, принятые и принимаемые на национальном уровне в странах-членах ЕС, приводят к тому, что темпы открытости газового рынка ЕС должны резко превысить минимальные требования Директивы и, по крайней мере, номинально составить 78% (средневзвешенное по объемам газопотребления стран-членов ЕС) уже в 2000 г. и, вероятно, 90% к 2008 г. (подробнее см. в табл. 1).

Таблица 1.

Степень открытия рынков газа стран ЕС

Страны	2000 г. (%)	2008 г. (%)	«Позднее» (%)
1. Австрия	49,0	100,0	100,0
2. Бельгия	47,0	66,0	100,0
3. Дания	30,0	43,0	43,0
4. Франция	20,0	33,0	33,0
5. Финляндия	90,0	90,0	90,0
6. Германия	100,0	100,0	100,0
7. Греция	0,0	33,0	33,0
8. Ирландия	75,0	81,0	81,0
9. Италия	96,0	100,0	100,0
10. Люксембург	51,1	75,0	75,0
11. Нидерланды	45,0	100,0	100,0
12. Португалия	0,0	33,0	33,0
13. Испания	67,0	100,0	100,0
14. Швеция	47,0	100,0	100,0
15. Великобритания	100,0	100,0	100,0
16. EС-15 стран	77,9	90,0	91,4

 

Данные из обзора «Ход внедрения Газовой Директивы в странах-членах ЕС», подготовленного Главным Директоратом по транспорту и энергетике Европейской Комиссии. Состояние на конец мая 2000 г

К настоящему моменту положения Газовой Директивы для внутренних рынков газа ЕС реализованы на все 100% только на территории Великобритании (пионер европейской либерализации рынков электроэнергии и газа вслед за США и Канадой) и Германии (вслед за Великобританией). Минимальный уровень открытия рынка — 20%, в точном соответствии с минимальным уровнем по Газовой Директиве ЕС — во Франции.

Надо отметить, что введение Директивы встретило значительное сопротивление. Представляется, что это связано с целым рядом обстоятельств, в т.ч. с тем, что

· Директива ставила задачей слом сложившихся механизмов работы отрасли и создавала серьезные угрозы позициям ключевых игроков;

· Далеко не все важные положения были учтены в Директиве. Это, прежде всего, касается вопросам учета интересов поставщиков газа и вопросам гармонизации налогообложения в отрасли;

· Не будучи удовлетворены темпом реализации положений Директивы, органы ЕС стали пытаться определять политические решения, выходящие за пределы Директивы; последнее, в частности, относится к попыткам объявить «вне закона» долгосрочные контракты на поставку газа с положениями «take-or-pay».

Проилюстрируем сказанное.

Так, ряд европейских компаний обратились в середине октября 2001 г. к «Газовому исполнительному саммиту», сформированному Европейским союзом шесть лет назад, с жалобой на чересчур быстрое дерегулирование газового рынка. Как сообщил журнал Oil & Gas Journal, одной из главных претензий стало ускоренное внедрение краткосрочных и спотовых контрактов взамен долгосрочных соглашений о поставках газа. Компании, в частности, протестуют против навязываемых Европейской Комиссией положений в контрактах, по которым поставки разрешается переадресовывать другим потребителям. Кроме того, недовольство вызывает и намерение Европейской Комиссии принять еще одну директиву, которая обяжет европейские страны законодательно разделить поставки и транспортировку газа. Среди компаний, участвующих в акции «протеста», — нидерландская Gasunie, французская Gaz de France, испанская Union Fenosa Gas Comercializadora и другие.

Напомним, что обязательства «бери и/или плати» («take and/or pay«) — средне- и долгосрочные контрактные соглашения между покупателем и продавцом, согласно которым покупатель обязуется периодически закупать минимальный объем продукции и выплачивать установленную сумму за ее поставки даже в тех случаях, когда он не может принять весь установленный контрактом объем продукции, а продавец — выплачивать неустойку, если поставки по каким-либо причинам не произошли. Эти контракты часто могут служить гарантиями минимальных доходов продавца и обеспечения рынка сбыта продукции, а гарантированный рынок сбыта является важнейшим фактором реализации каждого инвестиционного проекта. И чем больше удалены центры добычи от рынков сбыта газа, тем значительнее роль таких долгосрочных контрактов.

Так, суммарный объем экспортных продаж российского газа по долгосрочным соглашениям на условиях «бери и/или плати» на сегодняшний день достиг 2,7 трлн м³. Это сопоставимо с разведанными запасами Норвегии, но составляет всего лишь 5,7% достоверных запасов природного газа России, или 8% запасов, принадлежащих ОАО «Газпром».

Надо отметить, что действующие контракты, соглашения и договоренности типа «take—and/or—pay» (в соответствии с процедурами, установленными статьями 17 и 25 Газовой Директивы ЕС) могут быть основанием для отказа в доступе к системе/объекту газоснабжения.

С точки зрения режимов и механизмов доступа к системам и объектам газоснабжения рассматриваются регулируемый доступ третьих сторон и переговорный вариант доступа, а также гибридный режим доступа. Страны ЕС по-разному приняли решения о режиме доступа, в т.ч. в такой ключевой стране, как Германия, остановились на переговорном доступе. Опыт показал, что такой метод доступа в целом затрудняет реализацию принципа ДТС и развитие конкуренции.

Реализация положений и достижение целей Директивы потребовало разработки большого числа вопросов организационного. Технического и технологического уровня, и этот процесс далеко не закончен

В настоящее время страны ЕС проводят различные организационные мероприятия и создают следующие основные механизмы принятия решений по реализации Газовой Директивы:

· создана Follow—up Group — Группа по доработке положений и реализации Газовой Директивы ЕС (далее Группа по реализации Газовой Директивы).

· проводятся двусторонние и многосторонние встречи со странами-членами ЕС;

· активизируются международные контакты на различных уровнях как в странах ЕС, так и вне ЕС. В частности, проводятся заседания рабочей группы «Газового» Центра ООН по реализации Газовой Директивы ЕС. Проблемы либерализации активно обсуждаются на регулярных ежегодных конференциях «Flame» по теме «Изменения на Европейском рынке газа», в которых участвуют руководители крупных нефтегазовых и электроэнергетических компаний, и целом ряде других конференций, конгрессов и форумов (Женева, Будапешт, Белград, Киев и др.)…

· создан European Gas Regulatory Forum (Форум по Регулированию Европейской Газовой Промышленности, точнее Форум по Регулированию Газовой Промышленности ЕС) в Мадриде. Состоялось уже пять заседаний. Заседания Мадридского Форума призваны играть ключевую роль в развитии положений Газовой Директивы ЕС и условий их реализации.

· В 1995 г. Европейским союзом сформирован «Газовый исполнительный саммит»;

· Относительно недавно создан Совет европейских энергетических регулирующих органов (CEER = Council of European Energy Regulators).

· В 1999-2001 гг. начато выполнение целой серии необходимых исследований. Так, результаты одного из первых глубоких комплексных исследований — доклад группы Браттла «Методологии установления национальных и межгосударственных систем ценообразования, связанных с доступом к системам газоснабжения в Европе» — были представлены в феврале 2000 г. на встрече Группы по реализации Газовой Директивы. На 4-ом заседании Мадридского Форума отмечались огромные объемы исследовательских работ, проделанных такими хорошо известными организациями как Европейская Энергетическая Ассоциация (EEA = European Energy Association), GTE = Gas Transmission Europe, Ассоциация производителей нефти и газа OGP (Oil & Gas Producers) Association и Совет европейских энергетических регулирующих органов (CEER = Council of European Energy Regulators).

· Вопросы взаимосвязей и совместной работы систем газоснабжения рассматриваются в настоящее время как ключевые пункты для построения единого рынка газа. Предполагается выполнение исследований по этой тематике, для чего в Европейской Ассоциации по газу (поставщиков газа) — Еврогазе (Eurogas) — создана специальная рабочая исследовательская группа.

По состоянию на апрель 2002г. положение с реализацией положений Директивы и открытием рынков газа стран ЕС можно охарактеризовать следующим образом:

Страна	Положение
Франция	Одобрен вариант закона о либерализации газового рынка, но он не вступил в силу. Европейская Комиссия обратилась в Европейский Суд с жалобой на правительство Франции в связи с невыполнением им Газовой Директивы. Согласно подготовленному закону потребители с объемом свыше 25 млн. куб. м/год получат право выбора поставщика. В 2003г. этот объем снизится до 15 млн. куб. м/год, и к 2008г. — до 5 млн. куб. м/год.
Германия	Все потребители газа имеют право выбирать поставщиков. На практике новые участники рынка считают, что получить доступ к сети очень трудно, и зачастую вынуждены обращаться в суд для реализации своих прав.
Нидерланды	С января 2002г. все потребители с объемом свыше 10 млн. куб. м/год объявлены «приемлемыми»; с января 2004г. ими станут все потребители. Орган регулирования устанавливает тарифы для малых потребителей, а для крупных потребителей условия доступа вместе с индикативными тарифами, рассчитанными в соответствии с выпущенными регулятором указаниями, должны публиковаться соответствующими компаниями.
Бельгия	В настоящее время «допустимы» все потребители с объемом свыше 25 млн. куб. м/год; с октября 2006г. — ГРО и все потребители, напрямую подключенные к магистралям.
Люксембург	В настоящее время — все потребители свыше 15 млн. куб. м/год; с октября 2003г. — свыше 5 млн. куб. м/год, и с октября 2008г. — свыше 1 млн. куб. м/год.
Дания	Европейская Комиссия критиковала Данию за невыполнение условий Директивы. В результате произошло отделение транспорта газа от его поставок и ускорено открытие рынка. В настоящее время «допустимы» потребители объемом свыше 35 млн. куб. м/год в точке подключения; в 2008г. -43% рынка будет открыто.
Швеция	«Допустимы» потребители свыше 25 млн. куб. м/год, с 2003г. — все потребители.
Италия	В настоящее время — все э/станции, оптовые трейдеры, ГРО и конечные потребители свыше 0,2 млн. куб. м/год.
Ирландия	В настоящее время — э/станции и потребители объемом свыше 25 млн. куб. м/год.
Австрия	С октября 2002г. — все потребители будут открыты. Функции регулятора возложены на офис в составе Министерства экономики, находящийся в стадии формирования. Пользователи жалуются на трудности с доступом, связанные со слабостью регулятора и преимуществами для долгосрочных контрактов, установленных законодательством.
Испания	С января 2002г. — потребители объемом свыше 1 млн. куб. м/год.; с января 2003г. — все потребители. Сформирован орган регулирования и введено необходимое законодательство.
Потругалия	Страна получила отсрочку введения положений Директивы до 2007г.
Великобритания	Рынок полностью открыт для кокуренции.

В марте 2002г. Барселонский саммит стран ЕС принял решения о ускорении открытия рынков стран ЕС и завершении этого процесса. Саммит отметил, что реализация Директивы на практическом уровне встретила значительные препятствия и что необходимо предпринять энергичные усилия по развитию единого рынка газа ЕС. В частности, предусматривается:

· Подготовка до конца 2002г. новых решений по развитию рынка, и принятие весной 2003г. соответствующих мер (т.н. «вторая Газовая Директива»;

· Полное открытие рынков газа для конкуренции (кроме газоснабжения населения) к январю 2004г.;

· Отделение (юридическое) транспортировки и распределения газа от функций по добыче и поставкам газа;

· Обеспечение ДТС по прозрачным и публикуемым тарифам и под наблюдением регулирующего органа;

· До конца 2002г. принятие решение в отношении налогообложения в энергетике.

Сравнивая изменения в газовой отрасли ЕС с положением в странах, служащих примером для этих преобразований, надо отметить следующее:

· В случае ЕС все большее внимание уделяется задаче построения единого газового рынка всего Европейского Союза, а не совокупности отдельных национальных рынков. Эта задача фактически не имеет прецедентов, и очень сложна как чисто технологически, так и институционально. Кроме того, построение общеевропейского рынка по новым правилам означает формирование конкурентной среды в таких масштабах, к которым многие традиционные участники отрасли не чувствуют себя готовыми. Отсюда стремление оттянуть преобразования, прежде всего с целью выиграть время для формирования необходимых альянсов, слияний, поглощений и т.п..

· Впервые либерализация осуществляется в регионе, критически зависящем от импортных поставок газа, и при этом без серьезных консультаций с внешними поставщиками газа.

· В ЕС пока не созданы условия для таких важных элементов полностью либерализованного рынка, как стандартные контракты, наличие принятых узлов торговли газом (хабов), биржевой инфраструктуры.

В отношении возможного влияния изменений на европейском рынке газа на российский экспорт надо отметить следующее. Движущим стимулом принятия решений для либерализации рынка газа ЕС была неудовлетворенность органов ЕС высокими ценами на газ у конечных потребителей и ожидание того, что введение конкуренции в отрасли приведет к их снижению и тем самым создаст лучшие условия для конкурентоспособности европейской экономики. За чей счет произойдет снижение цен, по сути не обсуждалось, хотя основные ожидания идеологов либерализации рынка связывались с тем, что произойдет это за счет конкуренции поставщиков. Вместе с тем в случае многих европейских стран цепочка, ведущая от производителей газа к его потребителям, значительно сложнее, чем в таких странах, как США или Великобритания, и эта усложненность, эксклюзивность соглашений о газоснабжении на местном уровне плюс налогообложение в различных формах являются основными причинами высоких цен (некоторые особенности организации газоснабжения обсуждаются ниже на примере Германии). Одновременно соответствующие изъятия выполняют социальные функции, и любые изменения в этом отношении вызывают серьезное сопротивление. На этом фоне вклад в конечную цену производителей газа, в особенности зарубежных, обеспечивающих поставки на расстояниях в тысячи километров, выглядит вполне обоснованным на фоне мировых сопоставлений. В целом, окончательный баланс потерь и выгод либерализация пока не сложился, и в ближайшее время производители газа должны предпринять активные усилия по отстаиванию своих позиций.

4.4 Преобразования газового рынка Германии.

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, обеспечивая себе тем самым монопольные права на газоснабжение соответствующих территорий. 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 (владеющей сетью газопроводов в восточных землях), владея ее 37% акций.

Монопольной системе организации рынка газа соответствовала система ценообразования на газ. В основе германской системы ценообразования лежало допущение о том, что конкуренция между газом и нефтепродуктами обеспечивает адекватное ценовое регулирование. Розничные цены на газ устанавливаются газораспределительными организациями, однако находятся под наблюдением антимонопольных органов (Федеральная антикартельная комиссия), которые проводят сравнительный анализ цен ГРО и имеют право потребовать их снижения в случае, если цена оказывается необоснованно завышенной. Между ГРО и крупными промышленными потребителями заключаются индивидуальные договоры на поставки газа по договорным ценам. Как правило, такие договоры заключаются с предприятиями с годовым уровнем потребления более 1 ГВтЧ.

Тарифы на закупку газа газораспределительными организациями у газотранспортных компаний определяются в процессе соответствующих переговоров и 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.

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.

Формально такая система поставок была отменена Законом «Об энергии» (Energiewirtschaftsrecht), принятым в апреле 1998 г. Закон в значительной степени отражал рекомендации Газовой Директивы ЕС 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 вопросов доступа третьих сторон к трубопроводным мощностям.

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.

5. Страны Восточной Европы

5.1 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.). На протяжении длительного периода страна была крупным производителем природного газа, однако в последнее десятилетие объемы добычи упали более, чем в два раза (составляя в настоящее время примерно 14 млрд. куб. м/год), что в основном связано с недостатком инвестиций в условиях экономического спада и нестабильности.

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.

Представляется, что газовая отрасль Румынии быстрее, чем в других европейских странах (не только странах Восточной Европы, но и стран ЕС) 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.

5.2 Венгрия

В Венгрии природный газ играет важную роль в балансе энергоресурсов, обеспечивая свыше 40% их первичного предложения. При этом около 40% потребляемого газа добывается внутри страны.

До 1991г. в газовой отрасли страны доминировало единое государственное газовое предприятие (ОКГТ). Территория страны была произвольно разбита на зоны обслуживания. Отдельная компания ФОГАЗ осуществляла газоснабжение район Будапешта.

В 1991г. газораспределительная деятельность ОКГТ была передана пяти новым газораспределительным компаниям (ГРК), за каждой из которых была закреплена одна из бывших зон обслуживания. Преемником ОКГТ на национальном уровне стала компания МОЛ, за которой были закреплены добыча нефти и газа, переработка, магистральный транспорт и хранение природного газа.

По принятому в 1994г. Закону о Газе все ГРК получили специальные лицензии с указанием газифицированных населенных пунктов, входящих в их зоны обслуживания, а также негазифицированных пунктов, которые ГРК были обязаны газифицировать в установленные сроки. ГРК имеют исключительные права на газоснабжение указанных в их лицензиях пунктов, за исключением крупных потребителей, газоснабжение которых осуществляется компанией МОЛ. Населенные пункты, не указанные ни в одной из лицензий, открыты для свободной конкуренции.

Предпринятая в 1992г. попытка приватизации газовой отрасли провалилась в связи с отсутствием у правительства приемлемой тарифной политики. Как и во многих других странах Восточной Европы, цены на газ, прежде всего для населения, субсидировались как фактор социальной политики. В январе 1995г. эти цены были подняты на 53%, что стало предпосылкой приватизации газораспределения.

В 1995г. контрольные пакеты акций пяти региональных ГРК (кроме ФОГАЗ) были проданы зарубежным фирмам, в т.ч. компании ДЕГАЗ. И ЭГАЗ были приобретены компанией Газ де Франс, компания ТИГАЗ — итальянской газораспределительной фирмой ИТАЛГАЗ, компания ДДГАЗ — немецким консорциумом VEW/Рургаз, и компания КОГАЗ — австро-венгерским консорциумом Байернверк/EVN.

Согласно принятым решениям, компания МОЛ останется интегрированной нефтегазовой компанией, отвечающей за поставки газа региональным ГРК, добычу, транспорт и хранение газа Импорт газа из России осуществляет «Панрусгаз» — совместное предприятие МОЛ и Газпрома. Кроме того, МОЛ заключила соглашения с Рурзазом на поставку им газа через территорию Австрии и с Газ де Франс на поставки части закупаемого этой компанией в России газа.

С 1994г. между МОЛ и ГРК действуют 10-летние контракты (с ФОГАЗ — 15-летний контракт), в соответствии с которыми ГРК обязаны взять и оплатить 75-80% указанных в контрактах годовых объемов газа. В начале каждого года эти объемы могут корректироваться в пределах +/- 10-15% объемов. Контракт может быть прекращен любой стороной при уведомлении за 1 год. Контракты включают объемы, давления и месячные поставки газа. Месячные объемы поставок могут отклоняться от контрактных на +10%-15% в зимний сезон и +15%-20% в летний сезон.

Цены на газ для конечных потребителей и трансфертные цены между МОЛ и ГРК утверждаются соответствующими министерствами по представлению Энергетической комиссии страны. Цены разбиты по категориям потребителей, вне зависимости от их расположения.

Правительство страны приняло решение с 2003г. открыть для конкуренции рынок крупных потребителей, представляющих примерно 30-35% всего потребления.

6. Методы организации экспорта газа (на примере Норвегии и Алжира).

1. На этапе развития своей газовой промышленности Норвегия должна была привлечь зарубежные, прежде всего транснациональные, компании к работе на шельфе, поскольку они обладали как необходимым опытом, так и финансовыми ресурсами для этого. Одновременно остро стоял вопрос об обеспечении национальных интересов, поскольку в Норвегии нефть и газ воспринимаются как важнейшие составляющие национального богатства. Эти задачи удалось решить двояко — через создание и развитие национальных нефтегазовых компаний, с решающим участием государства (в частности, на определенном этапе этим компаниям было гарантировано участие в новых проектах в этой сфере) и через систему контроля за экспортом, в частности газа. Данная система, успешно действовавшая до начала 2002г., несомненно представляет значительный интерес.

3. Был сформирован т.н. «Комитет по переговорам по газу» (GFU), в котором представлены три норвежские нефтегазовые компании (Статойл, Норск Гидро, Сага Петролеум), под председательством Статойл, который фактически вел переговоры по заключению экспортных контрактов на поставки газа. Комитет вел переговоры с импортерами газа и подготавливал контракты, которые затем должны были утверждаться на уровне правительства и парламента. Таким образом, перед лицом импортеров газа (второй стороны контракта) выступал единый партнер в лице GFU.

Очевидно, что возникала необходимость учета мнений и интересов нефтегазовых компаний, которые в соответствии с выданными им лицензиями занимались добычей газа, но не участвовали в GFU и тем самым в переговорах по экспорту газа. Для этого в 1993г. был образован т.н. «Комитет по поставкам газа» (GSC), в котором представлены все крупные производители газа и который призван согласовывать вопросы разработки всех месторождений и использования мощностей газотранспортных систем. Эти предложения от GSC поступали в GFU и правительство.

В принципе оба комитета имели чисто совещательные функции, поскольку окончательные решения по данным ими предложениям принимали государственные органы. Но с практической точки зрения важно, что эти органы берут на себя работу по согласованию, на детальном профессиональном уровне, большого числа вопросов, с учетом интересов вовлеченных сторон.

При этом в документах, регламентирующих работу лицензиатов, оговаривается, что они вправе самостоятельно выходить на заключение экспортных контрактов, если в состоянии обеспечить таким образом более высокие цены, чем действуя через GFU.

Введение и работа норвежской системы вызывала критику, особенно усилившуюся с началом либерализации рынка газа ЕС, что в конце концов вынудило Норвегию как члена Европейской Экономической Зоны отменить ее (см. ниже). Тем не менее эта система достаточно успешно работала в течение довольно продолжительного времени, и, что важно, не включала в себя грубых запретов и не вызывала серьезных обвинений в монополизме, полном огосударствлении экспорта, нарушении принятых международных обязательств (типа правил ВТО).

4. В 2001г. под давлением ЕС Норвегия, как заключившая с ЕС соглашение о Единой Экономической Зоне, приняла решение с 1 января 2002г. прекратить работу комитетов GFU и GSC и перейти на заключение индивидуальных контрактов производителей газа с его покупателями и на использование ими мощностей газотранспортной сети Норвегии.

При этом основная норвежская нефтегазовая компания Статойл (с преобладающей долей государства в капитале) приобретает право маркетинга как собственного газа, так и государственной доли во всех проектах на норвежском шельфе, что в совокупности дает ей право на продажу примерно двух третей экспортируемого страной газа. Таким образом, норвежское государство сохраняет и в новых условиях решающее влияние на экспорт газа.

Создается компания Gassco, которая будет оператором газотранспортной системы и должна обеспечить ее функционирование в соответствии с контрактами на поставки газа, оптимизацию режимов и развитие системы.

5. Несколько замечаний об организации экспорта газа в Алжире. В стране действует государственная нефтегазовая компания Сонатрак, проводящая государственную политику в этом секторе и являющаяся монопольным экспортером газа; объявлено о принципиальном решении провести ее приватизацию, но пока статус компании не изменился. В последние годы Сонатрак организует большое количество совместных предприятий с международными нефтегазовыми компаниями по совместной разработке конкретных месторождений и привлечении инвестиций для этих целей. Кроме того, в условиях начавшейся либерализации газовой отрасли ЕС компания занимает все более активную позицию на рынке стран-импортеров газа. Так, объявлено о создании совместных маркетинговых компаний по схеме производитель-производитель, производитель- ГРО, производитель-электростанция. Компания заявляет о намерении участвовать в проектах у потребителей газа, связанных со строительством терминалов СПГ, электростанций, магистральных и распределительных газопроводов.

7. Некоторые выводы:

 

• газовая отрасль в силу ряда особенностей еще 20-25 лет назад практически везде была нерыночной, монополизированной, во многих случаях огосударствленной. В целом ряде стран с вполне рыночной экономикой и сегодня сохраняется такое положение (Франция). В других странах структура собственности вполне рыночная, но действуют масса ограничений и преференций (типа исключительных зон обслуживания для газораспределительных компаний — Германия).
• такие ограничения считались неотъемлемой чертой отрасли вследствие, прежде всего, очень большой капиталоемкости газовой отрасли и, соответственно, необходимости гарантий возврата капитала. Типичная стоимость МГ — 1,5-2 млн. долл. США/км при дальности 3-5 тыс.км. Отсюда — требование гарантированности рынков сбыта (а значит ограничения или запрещения конкуренции), заключения долгосрочных контрактов с обязательствами по гарантиям поставки и оплаты, гарантий со стороны государства и т.п. Это особенно серьезный аргумент на этапе становления отрасли, когда требуются основные инвестиции, а рынок еще не достиг необходимых масштабов.
• вторая особенность — естественно монопольный характер транспортной инфраструктуры и необходимость накладывать обязательства по предоставлению т.н. «public services».
• важный фактор, способствовавший преобразованиям, — природный газ в силу целого ряда преимуществ стал привлекательной сферой инвестиций, и рост газопотребления наблюдается практически повсеместно (кроме стран, только выходящих из серьезного кризиса — прежде всего, это большинство стран СНГ и Вост. Европы), даже на фоне стабилизации энергопотребления в целом, например, в Западной Европе. Газ рассматривается как наиболее востребованный энергоресурс по меньшей мере на близкую перспективу.

В последние 10-15 лет, на основе опыта либерализации сменилась парадигма понимания того, какая модель должна предлагаться отрасли.

Типовые элементы этого нового понимания: разделение естественно монопольных и потенциально конкурентных видов деятельности (или на уровне раздельного ведения счетов, или организационное); жесткое регулирование естественно монопольного сегмента, включающее тарифное регулирование и обеспечение недискриминационного доступа третьих сторон (или режима свободного доступа пользователей); стимулирование в различных формах вхождения новых участников на потенциально конкурентные сегменты рынка; обеспечение регулирующими органами защиты интересов общества в отношении качества газоснабжения (надежность, безопасность, неиспользование монопольного положения и т.п.).

8. Договор к Энергетической Хартии и вопросы топливно-энергетической сферы в отношениях с ВТО

Топливно-энергетический сектор по многим причинам является важнейшим для экономики и международного политико-экономического положения России. Он, по крайней мере до настоящего времени, наиболее привлекателен для зарубежных инвесторов и в определенных аспектах, например, в отношении перспектив экспорта природного газа и нефти в Европу рассматривается партнерами России как представляющий стратегическую важность для экономики и безопасности их стран. Большой интерес для них представляет в целом возможность эффективной работы в отраслях ТЭК на всем постсоветском пространстве, с учетом той роли, которую призваны играть ресурсы стран Центральной Азии и транзитные возможности в отношении энергоносителей большинства стран б. СССР.

Механизм ГАТТ и ВТО призван, по крайней мере в отношении вопросов торговли и тарифов, способствовать решению этих вопросов. Вместе с тем абсолютное большинство стран б. СССР, включая Россию, только сейчас приступили к анализу практических аспектов своего вхождения в систему ВТО. Учитывая важность ТЭК и специфику вопросов сотрудничества в этой сфере, значительные инициативы были предприняты уже в начале 90-ых годов при разработке механизма Европейской Энергетической Хартии (ЕЭХ) и затем Договора к Европейской Энергетической Хартии (ДЭХ). При этом одной из целей было упреждающее подключение стран-участниц, не входящих в ВТО, к принципам ВТО в отношении ТЭК; ясно, что участники ЕЭХ и ДЭХ, входившие в ВТО, при введении новых договоренностей должны были соблюдать соответствующие правила и ограничения, налагаемые механизмами ВТО. Россия подписала как ЕЭХ, так и ДЭХ; процесс ратификации ДЭХ Россией не завершен, но активизировался в последнее время (при этом Россия взяла на себя обязательство применять ДЭХ на временной основе еще до ратификации). Соображения, как в пользу ратификации ДЭХ, так и содержащие оговорки и озабоченность в отношении последствий ратификации, важны при выработке позиции России по вопросам ВТО в целом. Кроме того, в рамках ДЭХ ведется работа по уточнению и детализации положений этого документа и соответствующих механизмов его реализации; при этом представители России высказывают положения, которые также следует учитывать в процессе присоединения к ВТО.

Уже в подписанной в декабре 1991г. ЕЭХ отмечалось, что стороны будут «принимать меры в отношении … развития торговли в области энергетики в соответствии с основными многосторонними соглашениями, такими, как ГАТТ, связанные с ними документы…, которое будет осуществляться путем:

— открытого и конкурентного рынка энергетических продуктов, материалов, оборудования и услуг;

— доступа к энергетическим ресурсам, их разведке и разработке на коммерческой основе;

— доступа к местным и международным рынкам;

— устранения технических, административных и прочих препятствий на пути торговли энергией и соответствующим оборудованием, технологиями и связанными с энергией услугами;

— …

— содействия наилучшему доступу к капиталу, в особенности через посредство соответствующих финансовых институтов;

— облегчения доступа к транспортной инфраструктуре в целях международного транзита…»

Подчеркивается, что «Стороны обязуются последовательно устранять препятствия на пути взаимной торговли энергетическими продуктами, оборудованием и услугами таким образом, чтобы это было совместимо с положениями ГАТТ, связанными с ним документами…».

Если ЕЭХ является по существу декларацией, то ДЭХ, открытый для подписания 17 декабря 1994г., носит юридически обязательный международно-правовой характер. В области торговли ДЭХ базируется в целом на правилах ГАТТ 1947г. и связанных с ним документах. Принцип «ненанесения ущерба ГАТТ и связанным с ним документам» вынесен в статью 4 ДЭХ. При этом для торговли, в которой участвует Сторона ДЭХ, не являющаяся членом ВТО, существуют некоторые изъятия:

— не могут использоваться институциональные положения ВТО;

— кодекс по правительственным закупкам, который зависит от переговоров по балансу обязательств в отношении оговоренных государственных предприятий, не может быть составлен только в отношении одного из секторов экономики;

— не учтены положения ГАТТ в отношении развивающихся стран;

— не использованы в полной мере положения ГАТТ в отношении тарифов. Вместо этого было записано обязательство (статья 29 ДЭХ) стремиться не повышать тарифы выше уровней, заявленных в день подписания ДЭХ или присоединения к нему. Повышение ставок разрешено, если: в случае сбора при ввозе какое-либо положение ГАТТ разрешает такую меру; либо если сторона в максимальной степени предоставила другим Сторонам возможность для консультаций и рассмотрела любые представления соответствующих Сторон (механизм соответствующих консультаций изложен в Приложении D к ДЭХ).. Стороны ДЭХ обязались в кратчайшее время провести переговоры и принять поправку с целью определения пределов таможенных пошлин и любых сборов, налагаемых на импорт и экспорт или в связи с ними.

Когда переговоры по ДЭХ закончились, Уругвайский раунд еще не был завершен. Одно из положений ДЭХ, однако, по существу вводит в действие Соглашение ВТО по связанным с торговлей инвестиционным мерам (СТИМ), запрещающее инвестиционную практику, которая требует или подразумевает, что инвестор отдает предпочтение местному производству.

В статье 5 ДЭХ говорится, что Сторона ДЭХ «не должна применять никакой связанной с торговлей инвестиционной меры, которая несовместима с положениями статьи III или XI ГАТТ» и дается подробное изложение состава соответствующих мер.

Особое внимание в ДЭХ и последующих документах обращено на вопросы транзита. Статья V ГАТТ предписывает принцип свободы транзита и определенные правила недискриминации и разумной необходимости. Для целей ДЭХ ее надо было конкретизировать с тем, чтобы она могла применяться к специфическим проблемам транзита по трубопроводам и электросетям. В ДЭХ транзит рассматривается на многосторонней основе и соответствующие положения применяются, даже если энергоноситель происходит из стран за пределами территории Сторон ДЭХ или предназначен для подачи за пределы этой территории. Эти положения охватывают наряду с трубопроводами и сетями также другие основные сооружения, как морские терминалы, используемые только для работы с энергетическими материалами и продуктами.

Связь положений ДЭХ о транзите с ГАТТ прослеживается следующим образом:

— ГАТТ требует, чтобы режим транзитной транспортировки в страну-член ВТО или из страны-члена ВТО был не менее благоприятным, чем режим транспортировки из другой страны-члена ВТО или из третьей страны или в другую страну-член ВТО. ДЭХ требует, чтобы режим транзитной транспортировки был не менее благоприятным, чем режим, предоставляемый товарам, происходящим из самой транзитной страны или предназначенным для самой транзитной страны;

— ГАТТ не охватывает ситуацию, когда транзитная инфраструктура недостаточна для осуществления запрашиваемого транзита. В таких случаях ДЭХ требует, чтобы Стороны не препятствовали созданию новых мощностей (при соблюдении национального законодательства, соответствующего принципам свободы транзита и недискриминации);

— Сторона, стремящаяся отказать в строительстве новых мощностей или дополнительном использовании существующих мощностей на основании того, что это создает угрозу надежности и эффективности соответствующих энергетических систем, должна в соответствии с ДЭХ доказать это положение другим заинтересованным сторонам. Предусмотрены также процедуры примирения сторон при рассмотрении исков об отказе в транзите и запрет на период рассмотрения таких исков (на срок до 16 месяцев) односторонне прерывать транзит.

ДЭХ содержит целый ряд положений в отношении переходных мер, относящихся к странам Восточной Европы и б. СССР. Например, отметим, что Российская Федерация приняла обязательство в срок до 1 июля 2001г. «разработать правовые и организационные меры для предотвращения, ограничения или подавления монополистической деятельности и недобросовестной конкуренции, в особенности в энергетическом секторе».

Неоднозначное отношение у российской стороны вызывает целый ряд положений ДЭХ и последующих разрабатываемых в его русле документов. Многие из этих озабоченностей связаны с проблемами переходного периода российской экономики, а также опасениями ухудшить свои конкурентные позиции. Отметим, в частности:

— требование обеспечения единых тарифов за транзит для всех Сторон, следующее из принципа национального режима транзита;

— требование обеспечения (с некоторыми оговорками) условий для создания новых транзитных мощностей в случае их дефицита;

— процедура принудительного разрешения споров между Сторонами по вопросам транзита (после исчерпания всех предварительно согласованных или иных средств разрешения спора) путем назначения Генеральным секретарем Энергетической Хартии мирового посредника, который, в частности, может принять решение о временных тарифах или других условиях, которые должны соблюдаться в течение 12 месяцев или до разрешения спора;

— отсутствие положения о преимущественном праве на транзит существующих пользователей в случае продления ими контрактов, которое важно для обеспечения стабильности долгосрочных контрактных отношений.

В настоящее время продолжаются переговоры о подготовке протокола о транзите, в ходе которых российскими представителями делаются попытки отразить в протоколе положения, которые снимали соответствующие озабоченности и не создавали условий для повышения рисков для экспорта российских ресурсов. Представляется, что удачное завершение этих переговоров может одновременно снять основные барьеры на пути ратификации ДЭХ, а неудача может сказаться как на ратификации ДЭХ, так и на процессе присоединения к ВТО.

---

[1] В 1977 г. Федеральная энергетическая комиссия была преобразована в Федеральную энергетическую комиссию по регулированию[2] National Energy Policy. Report of the National Energy Policy Development Group. Wash. — May 2001