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

В зависимости от состояния ГРО (осуществляется ли перекрестное субсидирование потребителей сжиженного газа за счет природного, или в других случаях) растет задолженность ГРО за природный газ перед Газпромом и бюджетами разных уровней.

3 Зарубежный опыт формирования конкурентных условий поставки газа с позиций его применимости в условиях Российской Федерации

Нерешенность совокупности экономических и организационных проблем, связанных с совершенствованием функционирования и развития потребительского рынка газа в России, обусловливает актуальность изучения зарубежного опыта в этой сфере. Исследованию проблем государственного регулирования и контроля в указанном секторе экономики посвящено большое количество работ.

Среди экономических проблем регулирования первостепенное методическое значение имеет выбор модели ценообразования. В качестве основных экономических концепций ценообразования в мировой практике рассматриваются, как правило, две модели. Первая из них - «ценообразование по рыночной стоимости», вторая - «ценообразование на основе издержек газоснабжения». При этом в реальной практике регулирования могут использоваться различные сочетания этих моделей. В частности, при использовании принципов одного из них в качестве основного, второй может применяться с целью контроля над эффективностью ценообразования.

Коротко указанные принципы можно охарактеризовать следующим образом.

Ценообразование по рыночной стоимости. Базовая концепция ценообразования по рыночной стоимости заключается в том, что цена на газ устанавливается на уровне, который более или менее соответствует его ценности/стоимости на рынке. В свою очередь, эта ценность/стоимость газа определяется на фоне цен на альтернативные конкурирующие ТЭР с использованием сравнительного анализа экономики применения этих альтернативных ТЭР и применения природного газа.

Цены на альтернативные ТЭР могут несколько различаться между собой, а экономика конкуренции между ними и природным газом может существенно различаться от потребителя к потребителю. В основном такие различия зависят от вида использования природного газа потребителем на уже существующих энергопотребляющих объектах и установках, либо на совершенно новых установках. Если предполагается заменить газом другое топливо (как правило, нефтепродукт), уже используемое на существующей установке, то потребуется устанавливать цену на газ на несколько более низком уровне (с учетом паритета по теплотворности), чем цены на конкурирующее топливо. Это объясняется тем, что владельцу установки придется понести некоторые издержки для ее перевода с потребления текущего топлива на природный газ. Если же установка изначально была спроектирована на использование другого топлива, то может также произойти некоторая потеря тепловой эффективности, что характерно для такого перехода на природный газ. По контрасту, при использовании газа как главного топлива в новых проектах (установках) его ценность/стоимость будет выше с учетом теплового паритета с альтернативным топливом. Как правило, установки, спроектированные с самого начала на потребление природного газа, стоят меньше, чем установки, спроектированные на сжигание других видов топлива (при этом также отпадает необходимость в перевалке и хранении твердых или жидких топлив). Газопотребляющие установки также характеризуются в целом несколько более высокой тепловой эффективностью, чем установки, работающие на прочих топливах, и, вероятно, намного более высокой эффективностью при использовании технологии комбинированного цикла (парогазовые турбинные установки). Таким образом, при прочих равных условиях ценность/стоимость газа при использовании в новых проектах обычно выше, чем при переоборудовании уже существующих топливопотребляющих объектов.

В ценообразовании по рыночной стоимости также учитываются конечные цены реализации газа и конкурирующих топлив, включая налоги. Во многих случаях важным фактором при выборе топлива становится именно налоговая составляющая конечной цены. Из этого следует, что государство может эффективно влиять на степень использования природного газа на рынке путем корректировки относительного налогообложения газа и прочих ТЭР.

Теоретически использование метода ценообразования по рыночной стоимости приводит к получению наивысших возможных цен на газ. Как указано выше, продавец газа рассчитывает максимальную стоимость газа, а затем устанавливает свою цену на него близко к этому уровню. В теории этот метод также дает различные цены для каждого потребителя, что отражает различную экономику использования газа таким потребителем. На практике же существует целый ряд ограничений. Как уже указывалось, продавец газа может в определенных случаях реализовывать газ по цене ниже его стоимости - только потому, что иначе получаемая им прибыль будет рассматриваться потребителями, государством или регулирующим органом как сверхприбыль. С учетом же большого числа мелких потребителей представляется непрактичным устанавливать разную цену для каждого из них.

Ценообразование на основе издержек газоснабжения. Ценообразование на основе издержек газоснабжения («затраты плюс») широко используется на тех газовых рынках Запада, где существует фактор естественной монополии. Этот метод в своей простейшей форме предусматривает учет всех издержек газоснабжения и установление цены на газ на уровне, при котором выручка от реализации соответствует совокупным издержкам. При этом, однако, в составе издержек важно учитывать также определенную норму возмещения инвестиционных затрат и стимулы для предприятия по сохранению и развитию своей хозяйственной деятельности. На Западе такие стимулы обычно выражаются в виде нормы возврата на инвестиции, то есть на стоимость производственных фондов, задействованных в хозяйственной деятельности.

Теоретически метод ценообразования на основе издержек газоснабжения дает минимально возможные цены на газ. В то же время для обеспечения включения в состав издержек лишь строго регламентированных видов затрат и исключения возможности завышения этих затрат необходим тщательный контроль и отслеживание использования этого метода на практике со стороны регулирующих органов.

Как и в случае с применением метода ценообразования по рыночной стоимости, этот подход теоретически дает разные цены на газ для каждого потребителя. Однако так же, как и для первого метода, на практике обычно рассчитывается средневзвешенное (или репрезентативное) значение цен, которое затем применяется по отношению к мелким потребителям, а в некоторых случаях - и к более крупным потребителям газа.

Метод ценообразования, применяемый в газовой отрасли конкретной страны, зависит от многих факторов, в том числе исторических условий развития этой отрасли хозяйственной деятельности. В то же время для обоснования метода ценообразования решающее значение имеют рыночные условия и предпосылки, а также наличие необходимой информации. Ниже анализируются предпосылки и условия для эффективного применения рассматриваемых нами методов ценообразования.

Реализация ценообразования по рыночной стоимости предъявляет следующие требования:

• Необходимо наличие на рынке одного или более альтернативных ТЭР. Как правило, такие условия существуют на рынках Запада, где хорошо развита инфраструктура нефтепереработки и распределения нефтепродуктов, которые доступны практически повсеместно, а топливопотребляющие приборы переключаются с одного вида топлива на другое.

• Необходима информация о ценах на конкурирующие ТЭР для проведения сравнительного анализа и расчета стоимости газа. При этом наличие хорошо развитой инфраструктуры нефтепереработки и распределения нефтепродуктов, как правило, приводит к тому, что ценовая дифференциация в различных районах связана в основном с транспортной логистикой и в целом не слишком велика.

• С учетом вышеизложенного следующим необходимым шагом является проведение экономического анализа межтопливной конкуренции для установления стоимости газа. В нем учитываются такие факторы, как цены на конкурентные ТЭР, включая налоги, различия в величине инвестиционных затрат, эксплуатационных издержек и тепловой эффективности для газа и альтернативного топлива (топлив). Кроме того, на выбор топлива могут влиять и другие факторы, например, плановые и экологические ограничения, удобство или иные преимущества использования газа как чистого топлива, опасения потребителя, связанные с возможными ограничениями в перспективе на использование «грязных» топлив. Все это в совокупности следует учитывать при определении рыночной стоимости газа в конкретной ситуации.

• Наконец, необходимо также принять во внимание стратегию маркетинга газовой компании. Ценообразование на газ на основе его стоимости относительно стоимости конкурирующих ТЭР не всегда может обеспечить желаемую долю на рынке или увеличение объема реализации. Как указано выше, метод ценообразования по рыночной стоимости обычно позволяет определить «потолок» цены на газ, но часто фактические цены устанавливаются несколько ниже для того, чтобы обеспечить стимулирование спроса на газ.

С учетом всех вышеизложенных факторов и возможной реакции потребителей, государственных или иных органов, отвечающих за регулирование рынка и антимонопольной практики, продавец газа принимает решение в отношении своей ценовой политики и конкретных цен на газ для потребителей. Для реализации этого метода ценообразования обязательно наличие достаточной информации, аналитических проработок и экспертных оценок.

Как отмечалось выше, ценообразование на основе издержек газоснабжения обычно применяется при отсутствии достаточных условий конкуренции для обеспечения цен на газ на таком разумном уровне, который обеспечивает баланс между интересами газовой компании и ее потребителей. Для реализации метода ценообразования на основе издержек газоснабжения возникают следующие требования:

• Необходима достаточная информация об эксплуатационных издержках ГРО как в отношении прошлых периодов, так и в отношении плановых периодов деятельности. Необходима разработка прогнозов эксплуатационных затрат, которые должны соответствовать прошлым уровням и тенденциям изменения издержек.

• Необходима достаточная информация о капитальных затратах и инвестициях ГРО. При этом можно разрешить газовой компании заложить в свой бюджет небольшой объем капитальных затрат, не выделенных по категориям, но любые крупные инвестиционные расходы, а также те капитальные затраты, которые ГРО желает затем возместить, должны быть обоснованы.

• Для того, чтобы этот метод ценообразования функционировал эффективно и сбалансированно, в большинстве случаев необходима отлаженная система регулирования. Регулирующий орган обязан обеспечить, чтобы в соответствующих расчетах использовались только разрешенные виды издержек, а размеры этих издержек находились на разумном уровне. Кроме того, необходима разработка и внедрение правил и инструкций, регулирующих осуществление капитальных затрат и инвестиций, а также положений для расчета разрешенной нормы возврата на инвестиции.

• Наконец, при реализации данного метода ценообразования необходимо учитывать вопросы эффективности. Упрощенный метод реализации не обеспечивает стимула для газовой компании повышать эффективность своей деятельности или снижать издержки. Поэтому желательно иметь определенные рычаги регулирования эффективности - «стимулирующее регулирование».

Необходимость обобщения опыта с учетом различий в условиях газоснабжения и влияния других разнообразных факторов потребовала проведения анализа по группе стран, являющихся представительными с точки зрения зрелости рыночных отношений, специфики принятой схемы регулирования ценообразования и т.п.

В качестве таких стран, в которых структура и деятельность предприятий газовой отрасли существенно различаются, были выбраны приведенные ниже страны.

Франция, в которой газовая отрасль принадлежит в основном государству, осуществляющему достаточно жесткий централизованный контроль и регулирование газоснабжения. Конкуренция на рынке газа практически отсутствует. Все предприятия газораспределения в структуре «Газ де Франс», а также 17 независимых муниципальных ГРО несут по закону обязательства по публичному энергоснабжению, основными из которых являются следующие:

• осуществлять непрерывное (кроме форс-мажорных обстоятельств) газоснабжение любого постоянно подключенного потребителя в концессионной зоне (зоне обслуживания);

• осуществлять подключение любого потенциального потребителя по его просьбе и при условии достаточной рентабельности его обслуживания; при этом критерии рентабельности определяются на национальном уровне государственными органами;

• в соответствии с принципом бездискриминационного подхода все потребители, получающие газ в пределах одной и той же географической зоны, а также имеющие одинаковые характеристики потребления (и стоимость их подключения), должны обслуживаться по единому тарифу;

• все тарифы утверждаются государством и подлежат открытому опубликованию.

При этом фактически действующие тарифы учитывают стоимость покупки газа, издержки сооружения, эксплуатации, поддержания и обновления объектов хранения, транспортировки и распределения газа.

Великобритания, газовый рынок которой в настоящее время характеризуется наивысшей степенью конкуренции среди стран Европы в сфере добычи газа и поставки его в газотранспортную систему, деятельность регулирующих органов сосредоточена на развитии конкурентной среды и защите интересов потребителей.

Структура газовой отрасли этой страны (см. рис. 26) отличается от соответствующих структур других стран Запада тем, что в Великобритании существует одна организация, которая отвечает практически за всю деятельность по транспорту газа, включая и магистральные, и местные распределительные сети.

Добыча газа осуществляется большим числом независимых нефтегазовых компаний, и цены на газ устанавливаются на договорной основе в конкурентной среде и не регулируются. Газотранспортные операции и тарифы регулируются Генеральным директором газоснабжения Великобритании, который имеет свой секретариат и известен как регулирующий орган «Офгаз» (рис. 3 и 4).

Рис. 3. Схема транспортной и газораспределительной системы Великобритании

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 .

Страницы: 1, 2, 3