Становление и развитие конкурентных отношений на отечественном рынке газа. Анализ перспектив реализации стратегических интересов России на газовом рынке Европы

Рис. 4. Действующая схема управления газовой отраслью Великобритании.

Стоимость газотранспортных услуг для различных потребителей в целом учитывает различия в величине издержек, хотя и не в полной мере. Учет социальных факторов приводит к некоторому субсидированию тарифов для самых малых потребителей.

Германия представляет собой промежуточный случай, характеризующийся весьма широким и смешанным диапазоном форм собственности в газовой отрасли, ограниченным (в настоящий момент) уровнем конкуренции и «мягким» регулированием отрасли.

Абсолютный уровень цен на газ в Германии специально не регулируется ни федеральными, ни местными властями. Германская система ценообразования исходит из допущения, что конкуренция между полными издержками газоснабжения и нефтеснабжения сама по себе обеспечивает адекватное ценовое регулирование.

Что касается газификации и расширения сетей, принятие инвестиционных решений основывается на анализе возмещения издержек, который проводится самими ГРО. В связи с тем, что в последние годы были осуществлены высокие объемы инвестирования, главной текущей задачей формирования тарифов в Германии является возмещение этих капвложений.

Цены реализации газа корректируются по инициативе ГРО с учетом динамики изменений издержек, главным элементом которых является цена покупки газа. При этом, однако, тарифы ГРО находятся под наблюдением со стороны Федеральной антикартельной комиссии и ее региональных отделений, которые проводят сравнительный анализ розничных тарифов ГРО и имеют право потребовать их снижения в случае необоснованного завышения. Давление со стороны этой комиссии иногда приводит к такому снижению тарифов, которое может негативно повлиять на объем выручки ГРО.

В таких случаях ГРО не остается ничего другого, как только заняться уменьшением своих расходов, чтобы получить приемлемую рентабельность.

В Канаде газовый рынок представлен высоким уровнем развития как конкурентных условий, так и регулирования отрасли. Регулирование газовой отрасли в Канаде находится в компетенции Национального Энергетического Комитета (НЭК), а на уровне провинций - соответствующих энергетических комиссий провинций. Сфера обязанностей НЭК включает регулирование межрегиональных магистральных газопроводов, а энергетические комиссии провинций отвечают за регулирование деятельности отдельных газораспределительных компаний.

Добыча газа осуществляется в условиях конкурентной среды, и цены на добываемый газ не регулируются. Газораспределительные компании покупают газ, заключая контракты с его производителями, затем организуют магистральный транспорт газа, пользуясь услугами регулируемых предприятий дальнего газопроводного транспорта, и, наконец, распределяют его своим потребителям, используя собственные сети и тарифы, с применением традиционного метода возмещения издержек газоснабжения. Хотя главное внимание при регулировании деятельности ГРО уделяется объему ее общей выручки, региональный регулирующий орган также утверждает ее тарифы, предлагаемые потребителям. ГРО представляет в комиссию свои прогнозные расчеты объемов реализации, издержек и необходимой выручки, свои предложения по распределению издержек по направлениям регулируемой деятельности и, конечно, между регулируемой и нерегулируемой деятельностью.

Аргентина и Венгрия - страны, в которых газовые отрасли находятся на переходном этапе от прежде централизованных государственных систем к приватизированным и ориентированным на рынок отраслям.

Несмотря на то, что в газовой отрасли Аргентины разрешена вертикальная интеграция, на практике она имеет четкую трехуровневую структуру с разделением добычи, магистрального транспорта и распределения газа. Цены на добытый газ не подлежат регулированию. В то же время «Энаргаз» отслеживает максимальный уровень цен добычи, заявленных поставщиками по основным добывающим бассейнам. Газораспределительные компании проводят индивидуальные переговоры с производителями газа и обычно покупают у них газ со скидкой против объявленных цен.

Регулирование аргентинских ГРО осуществляется по методу возмещения издержек газоснабжения, но также с применением механизма обеспечения эффективности в виде ценового потолка (предельных уровней тарифов).

До 1991 г. в газовой отрасли Венгрии доминировала монопольная интегрированная государственная компания «МОЛ», которая отвечала практически за всю деятельность в области нефтяной и газовой промышленности. В 1991 г. газораспределительное направление деятельности «МОЛ» было передано пяти ГРО, которые позднее (в 1995 г.) были проданы иностранным инвесторам. Сегодня Министерство промышленности и торговли и Министерство финансов Венгрии отвечают за утверждение тарифов на газ для конечных потребителей и передаточной цены на газ от «МОЛ» к ГРО, а генеральный директор Венгерской Энергетической Комиссии (независимый регулирующий орган, отвечающий за регулирование газовой и электроэнергетической отраслей под эгидой Министерства промышленности и торговли) готовит рекомендации по ценообразованию. Цены и тарифы устанавливаются для использования на всей территории страны, и все потребители в границах одного сектора конечного потребления (промышленность, население и «общие потребители») платят одну и ту же цену газоснабжения вне зависимости от их географического положения.

Как потребительские тарифы, так и передаточные цены между «МОЛ» и ГРО должны обеспечивать погашение обоснованных капитальных затрат и эксплуатационных издержек эффективно работающих держателей лицензий, а также определенную прибыль для долгосрочной деятельности.

Действующее в Венгрии регулирование цен и тарифов в своем практическом воплощении больше всего напоминает метод «ценового потолка». Его суть заключается в том, что орган, отвечающий за регулирование цен и тарифов, устанавливает их на несколько лет вперед. При этом вначале определяются стартовые цены и тарифы (как указано выше), а затем они корректируются с использованием некой формулы, обычно обеспечивающей соблюдение динамики инфляции (с небольшим лагом). В то же время венгерская модель регулирования также содержит элементы регулирования по методу «затраты плюс».

Наиболее важным преимуществом такого метода является то, что он стимулирует ГРО повышать эффективность своей работы и снижать издержки. Поскольку ГРО понимают, что фиксируется не их прибыль, а их тарифы, они могут оставлять себе дополнительную прибыль, полученную от экономии затрат, по крайней мере, до следующего планового периода регулирования. В этой точке регулирующий орган учитывает уже сниженные издержки (себестоимость) основной деятельности при формировании новых тарифов, что обеспечивает потребителям долгосрочную выгоду за счет снижения тарифов (в реальном выражении) и повышения эффективности услуг.

По результатам анализа схем организации газораспределения в рассматриваемых странах, различий в подходах к ценообразованию и регулированию рынков газа можно выделить следующие особенности и сделать следующие обобщения:

1. В условиях преобладающего централизованного газоснабжения (Франция) количество газораспределительных организаций (ГРО), как правило, незначительно. Это существенно упрощает процедуры принятия решения регулирующими органами. В то же время в странах, где развит конкурентный тип газового рынка (Великобритания, Италия и др.), газораспределение осуществляется множеством самостоятельных конкурирующих фирм (ГРО).

2. Существует широкий диапазон форм собственности и схем организации отрасли. Успешно функционирующая газовая отрасль может быть создана и развиваться на основе одной из целого ряда различных структур, при этом главные различия между ними связаны с:

* глубиной вертикальной интеграции;

* степенью горизонтальной (географической) интеграции;

* масштабами государственной и частной формой собственности в различных подотраслях.

3. Наблюдается широкий спектр подходов к формированию цен и тарифов на газ. Наряду с ориентацией на рыночную стоимость газа в условиях развитого конкурентного рынка, при поставках газа на рынках с доминирующими монопольными свойствами цены; как правило, устанавливаются по формуле «затраты плюс».

На всех изученных рынках газа газораспределительные организации (ГРО) осуществляют возмещение своих затрат за счет реализации газа и оказания услуг своим потребителям. Внешнее субсидирование отсутствует.

4. При установлении уровней тарифов на услуги ГРО для различных потребителей, несмотря на некоторую разницу в издержках на газоснабжение (в зависимости от дальности транспортирования, объема поставок и т. д.), во всех странах используется группирование тарифных ставок по определенным категориям потребителей.

Анализ подходов к установлению уровней тарифов для различных категорий потребителей показывает, что степень дифференциации тарифных ставок во многом зависит от общей зрелости газового рынка и уровня профессионального развития принятой системы регулирования.

Так, в Великобритании, отличающейся высоким уровнем развития газового рынка, используется несколько десятков тарифных ставок, учитывающих детализированные особенности предлагаемых услуг, а также различие в издержках обслуживания потребителей, которые относятся к разным категориям. В то же время в Венгрии, где рыночные отношения в газоснабжении находятся в стадии становления, приняты различные тарифные ставки лишь для трех - четырех категорий потребителей.

5. Особое значение для обеспечения эффективности функционирования газового рынка имеет подход к определению различий в тарифных ставках для промышленных потребителей газа и населения. В табл. 2. приведено сопоставление средних тарифов на природный газ для различных стран. Как следует из данных таблицы, лишь в Чехии и России тарифы для населения были более низкими по отношению к их уровням для промышленности. Это обстоятельство свидетельствует о наличии в Чехии и России субсидирования населения со стороны промышленных потребителей, так как в реальности удельные затраты на газоснабжение населения являются более высокими (в 4-6 раз) по сравнению с соответствующими издержками в промышленности.

Вместе с тем следует отметить следующее:

* наряду со снижением уровня жизни у одной части населения России наблюдается значительное увеличение уровня жизни у другой;

* удорожание промышленной продукции (за счет удорожания стоимости газа) бумерангом возвращается к населению за счет удорожания стоимости потребительской корзины и в наибольшей степени сказывается на той части населения, чей уровень жизни снизился;

Таблица 2. Сравнение средних тарифов па природный газ по странам (долл.США/млн.БТЕ, 1977, источник: МЭА)

* отсутствие измерительной аппаратуры у населения (газовых счетчиков) и использование расчетных норм потребления газа, во-первых, практически уравнивают отмеченные категории потребителей и, во-вторых, перерасход газа (не исключено, категорией потребителей с повышенным уровнем жизни) оплачивается из прибыли газораспределительной организации (ГРО). Таким образом, налицо участие и ГРО в перекрестном субсидировании населения.

6. Помимо различий в установлении тарифных ставок организация функционирования газового рынка в различных странах характеризуется разнообразием принятых схем расчета ГРО с потребителями. В этом отношении интересен опыт Великобритании в области расчета за газ с населением. Он заключается в следующем. На период 1997-2007 гг. было введено дополнительное деление потолка выручки по четырем группам потребителей с учетом возможного метода оплаты (табл. 3.):

МЭА- международное энергетическое агентство: БТЕ - британские тепловые единицы.

Таблица 3.Тарифные ставки по методам оплаты.

* прямая оплата - причитающаяся сумма снимается непосредственно с банковского счета потребителя;

* опционная оплата - потребитель договаривается о ежемесячном снятии определенной суммы с его банковского счета, с корректировкой баланса в конце года;

* стандартный кредит - потребитель оплачивает счет за газ задним числом;

* предоплата - потребитель должен купить жетоны или специальный ключ для включения подачи газа (малообеспеченные граждане). Газовые счетчики при этом предоставляются на условиях аренды.

В последнем случае вследствие экономного расхода газа сумма оплаты газа за год может оказаться значительно ниже расчетных данных и даже ниже, чем в трех первых случаях.

7. Анализ зарубежного опыта в газоснабжении показал, что используются различные схемы регулирования газового рынка. Формы регулирования могут быть «мягкими» в условиях развитой конкурентной среды либо «жесткими» и «предписывающими», когда доминируют монопольные тенденции в организации рынка.

В случае «мягких» форм регулирования в качестве основных регуляторов используются лицензирование прав деятельности отдельных газораспределительных фирм, налоговая политика, а также установление предельных уровней тарифов для различных категорий потребителей.

При «жестком» регулировании главным регулятором обычно служит более детальный контроль необходимых затрат и установление уровней цен в соответствии с формулой «затраты плюс» при соблюдении нормативной величины рентабельности деятельности ГРО.

8. Изучение основных параметров газового рынка за ряд лет показало, что газовая отрасль, включая ее структуры, ценообразование и принципы регулирования, находится в процессе постоянной эволюции. Для целого ряда стран преобладающей тенденцией становится рост конкуренции, а также комбинированных форм рыночных отношений. Одновременно с указанной тенденцией в некоторых публикациях отмечаются мнения, обосновывающие целесообразность усиления централизованного регулирования, связанного, в частности, с укрупнением ГРО, организацией газоснабжающих пулов и т. д.

4 Проблемы повышения экономической эффективности и конкурентоспособности работы крупных компаний газового комплекса РФ в современных рыночных условиях

Исходные принципы ценообразования на природный газ (до начала преобразований в 1992 году) были заложены в рамках реформы цен 1967 года. Основным принципом ценообразования на топливо, принятым в рамках данной реформы цен, являлся принцип единых цен для потребителей на взаимозаменяемые виды топлива. С 1 июля 1967 года так называемые оптовые цены промышленности на газ были установлены на уровне замыкающих затрат на единицу условного топлива в районах потребления. Разница между уровнями оптовых цен промышленности и затратами на добычу и транспортировку газа в форме так называемых рентных платежей и налога с оборота (аналога современного акциза) изымалась в государственный бюджет. При этом налог с оборота изымался через систему оптовых цен промышленности и представлял собой разницу между суммой оптовых цен на газ и суммой внутренних расчетных цен на газ управлений магистральных газопроводов. Изъятие экономической ренты в госбюджет осуществлялось в двух формах:

1) рентных платежей, включенных в оптовые цены газодобывающих предприятий;

2) налога с оборота, входившего в оптовые цены промышленности на природный газ.

В целом система оптовых цен на природный газ была двухуровневой (двух прейскурантной):

1-й уровень - оптовые цены предприятий на природный газ (обеспечение в основном всем добывающим предприятиям безубыточной текущей хозяйственной деятельности);

2-й уровень - оптовые цены на сетевой газ (формирование по принципу единых цен на тонну условного топлива в районах потребления).

Построение системы оптовых цен на топливо с ориентацией на худшие условия производства было направлено на то, чтобы компенсировать в угольной промышленности более высокие затраты на добычу и транспортировку угля по сравнению с затратами на добычу и транспортировку газа, мазута и нефти в районы потребления. При этом оптовые цены промышленности на природный газ были дифференцированы для перепродавцов («горгазов») и двух групп потребителей - социально-ориентированных и промышленных объектов. Такие принципы ценообразования на природный газ приводили к весьма значительной дифференциации оптовых цен реализации природного газа в территориальном разрезе - средние цены реализации сетевого газа по стране различались более чем в два раза.

На первом этапе перехода к рыночной экономике (в 1992-1996 годах) в ценообразовании на природный газ имела место не либерализация принципов ценообразования, а, напротив, их значительное ужесточение. Прежде всего, это связано с тем, что в 1992-1993 годах были осуществлены:

* отказ от зональных цен на природный газ и переход на единые цены по всей территории России (независимо от дальности поставок);

* сохранение дифференциации цен только в рамках двух категорий потребителей - коммунально-бытового сектора и промышленности;

* установление базовых оптовых цен промышленности на природный газ исходя из рентабельного функционирования газовой промышленности в целом;

* переход от эпизодического утверждения цен на природный газ к систематической индексации оптовых цен на него;

* усиление фискального бремени за счет увеличения доли налоговой составляющей непосредственно в оптовых ценах промышленности на природный газ и, как следствие, - доведение налоговой составляющей до 62-65% от цены реализации природного газа конечным потребителям.

Начиная с 1992 года в основу формирования цен на природный газ был положен принцип изолированного ценообразования. То есть цены на природный газ стали устанавливаться только на основе издержек, складывающихся в газовом секторе экономики. При этом целесообразность состава издержек и их уровня (включая рентабельность отдельных звеньев «газовой цепочки») определялась основной действующей хозяйственной единицей - Государственным газовым концерном (а затем - РАО) «Газпром». По существу, с 1992 года правительство отошло от принципа единых цен для потребителей на взаимозаменяемые виды топлива, то ecть от формирования цен на основе их сопоставления по различным видам энергоресурсов. В определенном смысле такое сопоставление цен выполняло функцию, аналогичную межтопливной конкуренции в странах с рыночной экономикой.

Одной из основных причин отхода от принципа межтопливной конкуренции было стремление правительства сдержать инфляционные процессы в экономике за счет усиления контроля за уровнем цен в наиболее управляемых и благополучных (с точки зрения состояния производственных активов) секторах экономики, к числу которых относился и гaзовый сектор. Этому сектору в процессе проведения реформ была oтведена роль не только финансового донора, но и стабилизатора социально-экономической ситуации в стране (прежде всего за счет обеспечения бесперебойных поставок природного газа - независимо от состояния платежной дисциплины получателей).

Переход на единые оптовые цены промышленности на природный газ в значительной степени был также обусловлен особенностями активов газового сектора, в частности, необеспеченностью замерной аппаратурой и устройствами в необходимом количестве, слабой степенью разветвленности системы магистральных газопроводов и др. У АО «Газпром» не было достаточного опыта коммерческой работы по реализации газа - до этого времени его основная задача состояла в том, чтобы добывать природный газ и осуществлять его поставку на дальние расстояния. В определенном смысле «платой» за отход от формирования цен на природный газ на основе сопоставления цен по взаимозаменяемым видам топлива стало повышение степени непрозрачности издержек в рамках «газовой цепочки».

Социальные функции поставок газа, а также отсутствие учета платежеспособного спроса при определении направлений изменения оптовых цен (особенно в период их индексации в 1993-1995 годах) предопределили появление и нарастание неплатежей - феномена российских экономических реформ. Так, в 1993 году потребителями внутреннего рынка было оплачено чуть более половины всего поставленного природного газа, а в 1998 году - только 48% (всеми формами расчетов -денежной, бартерной, взаимозачетами и т.д.).

В итоге в газовом секторе и вокруг него сформировался значительный как по кругу вовлеченных в него участников, гак и по объему операций рынок долговых обязательств. Его конечное назначение -- приведение в соответствие предложения природного газа с платежеспособным спросом на внутреннем рынке. Важная особенность данного рынка - множественность цен на природный газ при формальном сохранении принципа единых цен в рамках зон или для отдельных групп потребителей. Множественность цен на газ обусловлена особенностями применения тех или иных форм расчетов, положением тех или иных участвующих в сделке сторон (прежде всего с точки зрения ликвидности товарных групп или иных заменителей платежных средств).

В период 1997-1999 годов ведущими предприятиями газовой промышленности России проводились попытки стимулирования платежеспособного спроса. В указанный период в условиях сохранения основных принципов формирования цен на природный газ и нарастающих неплатежей начал складываться весьма своеобразный подход, суть которого состояла в привнесении элементов контрактного ценообразования. Однако при этом контрактная составляющая была связана не с ценами продажи природного газа, которые утверждались органами исполнительной власти, а с величиной скидок к регулируемым ценам. Уже в конце 1993 года Указом Президента РФ объединению «Газпром» было предоставлено право принимать решения по изменению государственных регулируемых цен на газ при наличии договоренности с потребителями на внутреннем рынке о срочном погашении ими задолженности и применении авансовых платежей. В дальнейшем такая практика получила более широкое распространение. Тем самым официально был осуществлен переход как бы к более гибкой системе цен, учитывающей платежеспособный спрос различных конкретных потребителей (и это при условии действия регулируемых государством цен). При этом, несмотря на рост неплатежей и чрезвычайно низкую оплату природного газа на внутреннем рынке в денежной форме, которая по итогам 1996 года едва составила 2%, до начала 1997 года продолжался периодический пересмотр регулируемых (номинальных) цен на природный газ в сторону их повышения.

Следующим шагом к учету спросовых ограничений, обусловленных платежеспособностью различных групп потребителей в различных районах, стал переход к дифференцированным оптовым ценам промышленности на природный газ. С 1 февраля 1997 года решением Федеральной Энергетической Комиссии (ФЭК) была введена дифференциация оптовых цен по трем поясам. А в конце того же года (с 1 декабря) была введена шкала с еще большей дифференциацией цен - по шести поясам - с их разрывом в 25%, что значительно меньше степени дифференциации цен на сетевой газ, которая существовала в СССР. Наряду с дифференциацией цен начиная с 1997 года проводится опережающее повышение цен на бытовой газ по сравнению с ценами на природный газ для промышленных потребителей. В результате к концу 1998 года цены на бытовой газ были лишь на 12% ниже цен на газ для промышленности, тогда как в 1993 году соотношение данных цен составляло 1:5.

Отсюда следует, что ценообразование на природный газ (особенно начиная с 1997 года) все больше и больше учитывает спросовые ограничения, то есть происходит:

* расширение сферы контрактных взаимоотношений в ценообразовании (за счет расширения сферы применения различных скидок с устанавливаемых государством цен в случае своевременной оплаты);

* приближение цен на природный газ, отпускаемый населению, к природный газ, отпускаемый промышленности;

* углубление дифференциации цен с учетом особенностей различных групп потребителей и различных районов потребления природного газа.

В целом на начало 2008 года выручка от реализации газа конечным потребителям России составила 75 млрд. руб. Однако доля денежных средств в структуре выручки за газ достигла лишь 21%. Остальные средства были получены в виде ликвидных банковских векселей, федеральных денежных зачетов, товарных зачетов, зачетов ценными бумагами, налоговыми освобождениями и прочими расчетами. Среди крупнейших неплательщиков фигурируют предприятия электроэнергетики -40,5 млрд. руб., металлургии - 3 млрд. руб., агрохимии - 2,9 млрд. руб. Долг предприятий, финансируемых из бюджетов всех уровней, составил 15,2 млрд. руб. Наибольшие долги перед ООО «Межрегионгаз» имеют предприятия, финансируемые из федерального бюджета - 4,6 млрд. руб. По состоянию на конец 2007 года во главе списка должников, финансируемых федеральным правительством, находились предприятия оборонной промышленности, организации системы Минобороны, МВД и учебные заведения Минобразования. В территориальном разрезе основными должниками за газ остаются регионы с высоким уровнем газопотребления: Москва и Московская область, Санкт-Петербург, Пермская, Самарская. Челябинская области и др. Ряд регионов в течение 1999 года не расплатились за газ, поставленный еще в 1995 году. К ним относятся Волгоградская, Калужская, Пермская, Пензенская, Рязанская, Тверская, Ульяновская, Ярославская области, Ставропольский край, республики Кабардино-Балкария, Татарстан, Чувашия .

Проблема неплатежей за поставленный природный газ - это не просто проблема своевременности расчетов. Из-за отсутствия соответствующей законодательной базы, а также вследствие технологической специфики энергообеспечения и завышенных социальных обязательств со стороны государства ОАО «Газпром» не располагает действенным механизмом принуждения потребителей платить по счетам за поставленный газ и поэтому превратился в крупнейшего донора экономики России в целом. Низкий уровень платежей за газ ставит компанию перед выбором: либо мобилизовагь ликвидность для расчетов с бюджетом, либо сократить поставки газа до уровня платежеспособного спроса, что, естественно, может сказаться на функционировании всей российской экономики.

В газовом секторе (и с этой точки зрения он не исключение на общероссийском фоне) неплатежи за поставляемую продукцию, приводя к множественности цен фактической реализации, являются одной из основных причин формирования расчетов, ориентированных на реально складывающийся на внутреннем рынке платежеспособный спрос.

Ситуация, сложившаяся в ценообразовании на природный газ, и тотальные неплатежи несомненно приводят к искажению топливно-энергетического баланса страны, дефициту газа и ослаблению устойчивого развития Единой системы газоснабжения.

Чтобы как-то выправить ситуацию, «Газпром» уже с 1 ноября 2008 года повысил оптовые цены на газ на 15%, а с 1 января 2007 года были вдвое увеличены тарифы на транспортировку газа для независимых производителей. В 2009 году ФЭК, проанализировав представленные «Газпромом» расчеты, решила ограничиться повышением цен - в среднем на 21%, что с учетом вступления принятого решения в силу с 1 мая дало рост среднегодовой цены лишь на 12%.

В какой-то степени дифференцированный подход был реализован уже в майском решении ФЭК 2001 г.. Если для промышленности цены повысили на 20%, то для федеральных электростанций - на 40%. Правда, такое решение не является дискриминацией энергетиков, а лишь выполняет законодательное требование о прекращении перекрестного субсидирования одних потребителей за счет других. До сих пор федеральные электростанции получали газ на 15% дешевле, чем остальные промышленные потребители. Теперь всех энергетиков уравняли. Что касается цен на газ, потребляемый населением, то ФЭК решила увеличить их всего на 15%, считая, что и это повышение для некоторых категорий граждан будет довольно существенным.

Возникает вопрос: насколько уникальна российская ситуация? Законы экономики диктуют, что все товары должны быть равны с точки зрения экономических условий их реализации, и поэтому природный газ пойдет туда, где складываются наиболее высокие конкурентные цены на него. Исторически цены на природный газ в европейских странах устанавливались в результате влияния двух составляющих - изменения цен на нефтепродукты (прежде всего котельно-печное топливо) и действия принципа net-back (формирования цен у потребителя с учетом дальности поставки в местах формирования «базисных» цен на энергоресурсы). В целом эта система доказала свою жизнеспособность в различных рыночных условиях. Однако в настоящее время имеется ряд обстоятельств, которые оказывают свое влияние на ценообразование. Среди них следует выделить такие:

* потенциально возможно понижение цен на нефть, и как следствие этого, почти полное исчезновение рентной составляющей;

* привязка цен на газ к ценам на нефтепродукты все в большей степени ставится под вопрос. Рост в Северо-Западной Европе потребления природного газа более не определяется заменой нефти, а в основном связан с ростом генерирующих мощностей в электроэнергетике. В этих условиях цены на уголь и цены на электричество предположительно будут играть большую роль в определении цен на природный газ.

В современных условиях на европейском газовом рынке итоговая цена природного газа для потребителя не является результатом балансирования спроса и предложения - она определяется комплексом ценовых условий, в том числе динамикой иен на нефть. В то же время характерно сохранение и совершенствование принципа формирования цен на природный газ на основе межтопливной конкуренции, развитие которой является следствием формирования и расширения конкурентной среды. К числу основных последствий появления конкурентной среды в энергетическом секторе относятся:

* определение цен на энергоресурсы рынком, а не издержками производства;

* определяющая роль соотношения между рыночной ценой и издержками компании в оценке перспектив бизнеса и выбора направлений деятельности для местных распределительных компаний;

* отмена закрытых зон для поставок энергоресурсов на национальном, региональном и местном уровнях.

В конечном счете проведенные этапы либерализации рынка энергоресурсов показывают, что в газовой промышленности Европы в ближайшее время могут произойти следующие изменения:

* снижение цен на газ;

* потеря рядом компаний традиционных ключевых потребителей;

* исчезновение различных рыночных барьеров;

* еще большая сегментация рынка и появление узкоспециализированных групп потребителей и поставщиков;

* усиление дифференциации ценовых механизмов и повышение их прозрачности;

* расширение рынка за счет как появления новых продуктов, так и еще большей диверсификации;

* устранение барьеров между различными составляющими энергетического сектора, прежде всего в рамках цепочки «газ - электроэнергия - топливо - торговля».

Европейский энергетический рынок характеризуется все большим усилением роли потребителя в определении цен на энергоресурсы и усилением в этой связи роли и значения межтопливной конкуренции. Основные направления формирования и дальнейшего развития газового рынка определены в соответствующей Газовой Директиве Европейского Союза 1998 года. Основная цель Директивы - обеспечить безопасную, низкозатратную и экологически приемлемую поставку энергии и природного газа в интересах всего общества. С точки зрения ценообразования Директива отражает приверженность реализации принципа межтопливной конкуренции и определяет лишь общие рамки формирования цен.

Согласно отчетности "Газпрома", поставки природного газа в Европу в 2008 году были осуществлены в объеме 129,5 млрд м³, что составило 25% потребления. С вводом месторождения Заполярное, где "Газпром" в будущем намерен добывать 100 млрд м³, стало возможным преодоление негативных тенденций в газодобыче, связанных со вступлением в стадию падающей добычи крупнейших месторождений "Газпрома": Медвежьего, Уренгоя и Ямбурга. Сегодня можно говорить о возможности увеличения экспорта России в Европу. Ведь если в странах ЕС поставкам из России существует альтернатива в виде Норвегии и Алжира, то на перспективном рынке Восточной Европы Россия фактически является монополистом. Расширение присутствия России на европейском рынке требует помимо освоения новой ресурсной базы диверсификации маршрутов транспортировки газа, чему служат новые газотранспортные коридоры, такие как "Голубой поток", ориентированные на различные сегменты европейского рынка. Эти проекты создают основу для устойчивого экспорта газа в будущем.

Экспортные контракты на поставку природного газа в Европу в 2010 году составляют 180 млрд м³. Сможет ли «Газпром» и другие российские газовые экспортеры продать больше газа в Европу? Ответить на этот вопрос сегодня достаточно сложно, однако есть три базовых фактора, без учета которых говорить о расширении экспорта российского газа не представляется возможным. Первым фактором является положение на внутреннем рынке газа, которое во многом будет зависеть от того, в каком направлении пойдет реструктуризация газового сектора. Вторым - необходимость ввода новых добывающих и транспортных мощностей в российскую газовую промышленность "Газпромом" и "независимыми" производителями. Третий фактор - это сотрудничество со среднеазиатскими производителями природного газа и интеграция их газа на российский рынок. Совокупность этих факторов окажет существенное влияние на экспортную стратегию России.

Крупнейшим отечественным мега-проектом в сфере добычи должно стать освоение месторождений полуострова Ямал, а в газотранспорте планируется строительство Северо-Европейского газопровода. Согласно прогнозу американских специалистов EIA, ежегодный экспорт российского газа в Европу с 2010 года составляет в среднем 190 млрд м³.

Сегодня российские интересы защищены системой долгосрочных контрактов, от которой единой Европе, по мнению ряда специалистов, в том числе и ведущего экономиста BP П.Дэвиса, будет достаточно сложно отказаться даже к 2012 году. Причину эксперт видит в том, что каждая страна при осуществлении общеевропейских директив о либерализации будет руководствоваться также и национальными интересами. Ряд стран ЕС будут требовать более гибкого подхода и сохранения системы долгосрочных контрактов.

В реализации Ямальской программы, как основе газовой промышленности будущего, заинтересовано государство. Можно предположить, что проект освоения Ямала будет принят правительством и президентом в качестве приоритетного направления для газовой отрасли России. Такой шаг предусматривается согласно проекту Энергетической стратегии России до 2020 года.

Следует отметить, что существуют два принципиально возможных направления в ценообразовании на природный газ - на основе межтопливной конкуренции или на основе издержек в рамках «газовой цепочки» с учетом определенного уровня рентабельности каждого из ее звеньев. В обобщенном виде особенности этих двух подходов к ценообразованию представлены в табл. 4:

Таблица 4. Особенности подходов к формированию цен на природный газ.

Помимо отмеченных выше «крайних» подходов (формирования цен на основе межтопливной конкуренции и на основе издержек в рамках «газовой цепочки») возможны также их различные комбинации - формирование цен на основе издержек производства различных энергоресурсов, как это было при централизованны планировании и управлении. Также к числу комбинаций отмеченных выше подходов относится, и разделение принципов ценообразования на природный газ в зависимости от состояния основных производственных активов сектора - прежде всего с точки зрения сроков ввода в разработку месторождений. Как правило, такой подход применяется в случае необходимости стимулирования ввода в разработку новых месторождений (при наличии регулируемых цен на природный газ). В частности, данный подход был применен в 80-х годах в Канаде, где по новым месторождениям цены были либерализованы, а для находящихся в разработке были установлены предельные уровни цен.

Аналогичный подход в 1993-1994 годах предлагался рядом специалистов и для России. Однако при этом не учитывалось, что введение гибких и комплексных систем ценообразования требует наличия соответствующих систем учета и контроля, а также высококвалифицированных специалистов и соответствующих учреждений (как правило, в статусе государственных агентств), чем Россия тогда не располагала. Правительство в тот период фактически рассматривало и принимало предложения, подготовленные в недрах монопольного производителя природного газа - АО «Газпром». В большинстве стран мира деятельность соответствующих агентств по регулированию естественно-монопольных видов деятельности отделена не только от государственных компаний, но и от соответствующих органов исполнительной власти. Во многом именно в силу данных обстоятельств в России и была сформирована ФЭК. Последнее означает, что, несмотря на объективные преимущества того или иного подхода к регулированию цен на природный газ, существует также группа факторов и условий, связанных с реализуемостью различных подходов в конкретных условиях.

Возможность перехода к формированию цен на природный газ на условиях межтопливной конкуренции зависит от целого ряда обстоятельств - таких как социально-экономическая роль того или иного вида энергоресурсов (и, следовательно, возможность формирования цен на него под определяющим влиянием экономических факторов), соотношение в топливно-энергетическом балансе различных энергоресурсов (что определяет лидирующую роль того или иного энергоресурса в формировании цен), наличие необходимой производственно-технологической инфраструктуры и пр.

Начиная со второй половины 70-х годов в СССР энергетическая политика была направлена на ускоренное освоение и развитие газовых ресурсов. Особенно значительные изменения произошли в 80-е годы - с вводом крупнейших месторождений природного газа в Западной Сибири - Уренгойского (мощностью по добыче 290 млрд. м³ в год) и Ямбургского (мощностью 190 млрд. м³). Ускоренный ввод данных месторождений в разработку не мог не вызвать резкого увеличения доли природного газа в производстве первичных энергоресурсов. Увеличение поставок природного газа привело к тому, что уже в начале 80-х годов его доля в производстве первичных энергоресурсов превысила 20%.

Экономический кризис, сопровождавшийся значительным спадом производства энергоресурсов (в частности, почти двухкратным уменьшением добычи нефти и более чем двухкратным спадом добычи угля), привел к еще большему увеличению доли природного газа в производстве первичных энергоресурсов в России - в первой половине 90-х годов она превысила 40%. Данная тенденция сохранилась и во второй половине 90-х годов - доля природного газа в производстве первичных энергоресурсов в 1998 году составила уже 50%. Характерно, что указанный процесс идет ускоренными темпами - быстрее, чем предполагалось.

За последние 20 лет потребление газа в России увеличилось почти в 2 раза. Наиболее высокие приросты газопотребления имели место в Центральном, Уральском и Поволжском экономических районах. Доля газового топлива уже сейчас превышает 70% в энергобалансе многих регионов европейской части страны. В то же время крайне низки показатели газификации Дальнего Востока и Восточной Сибири - около 9% в каждом регионе. Не газифицирован огромный регион на востоке России - Бурятия, Тува, Иркутская, Читинская Амурская, Магаданская и Камчатская области. Приморский край. Крайне низки показатели газификации и основных сырьевых регионов. В некоторые области Западной Сибири газ либо начал подаваться только в последнее время, как, например, на Алтай, либо его доля в суммарном потреблении котельно-печного топлива незначительна - например, в Омской, Томской, Новосибирской и Кемеровской областях.

Столь парадоксальная, на первый взгляд, география газопотребления объясняется весьма просто: прежде газифицировались, как правило, крупные города и области, расположенные вблизи основных экспортных магистралей, протянувшихся от месторождений тюменского Севера на запад. При этом газификация тех или иных регионов определялась зачастую исходя из ведомственных приоритетов, то есть без оценки последствий принимаемых решений с точки зрения развития производства альтернативных видов топлива. Например, расширение поставок природного газа в Кемеровскую область в свое время привело к значительному уменьшению потребления угля, а также к консервации существующих технологий его использования (вследствие более низких цен на природный газ по сравнению с углем). Аналогичная ситуация складывается и с расширением поставок природного газа в Архангельскую область - резко уменьшается потребность области в использовании угля из Республики Коми.

При расширении потребления природного газа в том или ином регионе и переходе данного вида энергоресурсов в разряд доминирующего резко снижаются возможности действия межтопливной конкуренции. Более того, на газовую промышленность в неявной форме налагаются обязательства по поддержанию производства экономически менее эффективных энергоресурсов. Для выполнения данной задачи государство увеличивает налоговое бремя на газовую промышленность, чтобы обеспечить финансирование программ реструктуризации, например, угольной промышленности.

В отраслевом разрезе крупнейшим потребителем газа в стране является промышленность, в которой абсолютное потребление газа растет ежегодно. Однако в структуре потребления ее удельный вес с 1980 года снизился почти на 20%. Доля коммунально-бытовых потребителей остается практически на одном уровне - 11-13%. Потребление газа электростанциями растет высокими темпами и в настоящее время составляет порядка 130-140 млрд. м³ в год. В топливном балансе электростанций природный газ стоит на первом месте (62%), затем - уголь (29%) и мазут (9%).

В формировании топливно-энергетического баланса России на ближайшие 20 лет природному газу отводится ведущая роль. Один из прогнозов спроса на газ внутри России (он достаточно широко цитировался ведущими менеджерами ОАО «Газпром»), основан на предположении о сокращении потребления ориентировочно до 2000 года с последующим восстановлением и ростом уровня потребления газа до 435-440 млрд. м³ к 2012 году. В соответствии с данным прогнозом, в 2014 году потребление газа в стране должно увеличиться еще на 9-11%. Следует отметить, что приведенный прогноз является, на наш взгляд, чересчур оптимистическим. Он во многом основан на физических предпочтениях потенциальных потребителей (то есть на том, сколько природного газа они могли бы потребить) и не принимает во внимание реальный платежеспособный спрос и реальное финансово-экономическое состояние различных групп потребителей. На наш взгляд, относительное (и отчасти абсолютное) увеличение потребления природного газа на внутреннем рынке России в 90-е годы происходило во многом по инерции - за счет быстрого спада производства альтернативных энергоресурсов и, напротив, устойчивого функционирования комплексов по добыче и транспортировке газа (созданных, как мы отметили выше, в 80-е годы) и необходимости обеспечения бесперебойных поставок (независимо от состояния платежной дисциплины).

На ближайшие 10-15 лет «Новой энергетической политикой России» предусматривается дальнейшее наращивание использования природного газа во всех сферах экономики - прежде всего в коммунально-бытовом секторе. Газ должен обеспечить не только прирост энергопотребления, но и компенсировать снижение добычи угля и нефти. В 2002 году потребителям России было поставлено по системам магистральных газопроводов 350 млрд. м³ газа, а к 2012 году прогнозируемая потребность (по оценкам, которыми оперирует ОАО «Газпром») может возрасти на 15-20% . Столь существенные изменения в структуре производства первичных энергоносителей - значительное повышение удельного веса природного газа в энергобалансе России в целом, а также еще более значительное увеличение доли природного газа в энергобалансах ведущих промышленных регионов (до 70% и более) - не могли не повлиять на резкое ослабление роли и значения межтопливной конкуренции при формировании цен на природный газ. Очевидно, что повышение удельного веса природного газа в энергобалансе оказывает понижающее влияние на общий уровень цен на энергоресурсы.