авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК Институт проблем рынка МОРГУНОВ ЕВГЕНИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ НИКОЛАЕВ ПАВЕЛ ВЛАДИМИРОВИЧ ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ОСНОВЫ ЦЕНОВОЙ И ...»

-- [ Страница 2 ] --

В настоящее время газовая промышленность, по существу, стала единым акционерным обществом с исключительно высоким уровнем централизации управления, в первую очередь управления финансовыми потоками. Одним из наиболее эффективных рычагов управления финансовыми потоками в крупных корпорациях является система внутрикорпоративного ценообразования. Харак терные особенности и этапы ее эволюции от прежней системы и методов госу дарственного ценообразования к новой системе единых цен на газ прослежива ются в работах В.Крюкова [Финансы в Сибири №8, 1995;

Финансы в Сибири №4, 1996]. Ниже излагаются основные их положения.

Переход на единые по всей стране цены для сектора промышленных по требителей (включая энергетику) и коммунально-бытового сектора, позволил ОАО «Газпрому» перенести акцент с производственно-хозяйственных функций управ ления из единого центра на преимущественно финансовые функции управления.

Выигрыш для аппарата управления ОАО «Газпром» оказался очевидным: появи лась возможность из единого центра формировать стратегию трансформации и развития структурных подразделений на базе централизованного распределения финансовых ресурсов, т.е. исходя из тех же принципов, которыми руководствова лись Госплан и Министерство газовой промышленности в дореформенное время.

В середине 60-х годов XX века в ходе реформы оптовых цен, в цену на газ входили не только текущие затраты (себестоимость производства), но и стои мость основных производственных фондов, причем цены ориентировались на средние, а не на худшие условия производства газа (по группе замыкающих ме сторождений определенного, достаточно крупного региона). Такая система долж на была обеспечить единые цены для потребителей на взаимозаменяемые энер гоносители. В итоге это привело к установлению оптовых цен промышленности на газ на уровне замыкающих затрат на 1 тут в районе потребления. При этом суще ствовали два уровня оптовых цен на газ: оптовые цены предприятий на добывае мый газ и оптовые цены промышленности на газ, поставляемый конечным потре бителям (сетевой газ). Последние оплачивали газ с учетом скидки Горгазу (в раз мере 15-20% оптовой цены промышленности).

Оптовые цены предприятий строились таким образом, чтобы обеспечить полное покрытие затрат добывающим предприятиям и сформировать плановые накопления в размере достаточном, по мнению плановых органов, для нормаль ного функционирования первого звена в газовой цепочке. Оптовые цены промыш ленности имели более сложную структуру и строились исходя из единства цен на 1 тут в районах потребления. Одновременно в каждом выделенном районе опто вые цены промышленности дифференцировались для газораспределительных предприятий и двух основных групп потребителей - промышленного и коммуналь но-бытового секторов.

Принципиальное различие в ценах I и II уровней состояло в том, что цены предприятий устанавливались едиными для основной массы производителей га за, а цены промышленности дифференцировались по отдельным экономическим районам, в пределах которых они уравнивались в расчете на 1 тут. При этом ре гулирующими были цены (предельные затраты) по наихудшим энергетическим объектам, замыкающим спрос на топливо и энергию в заданном районе. Таковы ми в течение длительного времени являлись и продолжают оставаться предель ные издержки на добычу и транспортировку дополнительной 1 т угля.

Такая система формирования цен исходит из неявного предположения о том, что все затраты на прирост производства дополнительного объема топлива являются экономически целесообразными и, следовательно, формируют цены то пливных ресурсов для конечных потребителей за счет регулирования норматив ной рентабельности. В рассмотренной системе достигалась определенная гиб кость ценообразования. Этим же целям служила система рентных платежей и ставок налога с оборота.

Сам процесс формирования цен происходил следующим образом. Вначале определялись единые цены газодобывающих предприятий для основных энерго потребляющих районов. Затем по каждому добывающему предприятию устанав ливались ставки рентных и фиксированных платежей. По каждому управлению магистральных газопроводов фиксировались ставки налога с оборота. Ставка рентных платежей исчислялась исходя из оптовой цены предприятия, из которой вычиталась «цена производства» (представляющая собой в данном случае сумму себестоимости продукции, «прокатной оценки» фондов и величины расчетной прибыли). На газотранспортных предприятиях налог с оборота определялся как разница между суммой оптовых цен промышленности и суммой внутренних рас четных цен управлений транспорта газа.

Рентные платежи (разница между оптовыми ценами промышленности и за тратами на добычу и транспорт газа), а также налог с оборота изымались в госу дарственный бюджет. Избыточный доход предприятий в виде рентных платежей поступал в бюджет через систему оптовых цен предприятий на природный газ, а налог с оборота взимался через систему оптовых цен промышленности. Теорети чески изъятие рентного дохода должно было уравнивать условия хозяйственной деятельности предприятий, действующих в различных природно-географических и горно-геологических условиях. С помощью налога с оборота предполагалось уравнивать в пределах одного района рентные доходы потребителей, исполь зующих топливо с различной эффективностью. В итоге рентные и фиксированные платежи включались в оптовые цены газодобывающих предприятий, налог с обо рота - в оптовые цены промышленности на газ.

В последнее десятилетие регулируемые цены на газ, поставляемый ОАО (РАО) «Газпром», не являлись отражением какой-либо понятной методологии их расчета. Действующий механизм формирования цен в газовой промышленности был определен в 1993 году Постановлением Правительства «О государственном регулировании цен на природный газ и другие виды энергоресурсов». В соответ ствии с этим постановлением была установлена единая оптовая цена промыш ленности, по которой предприятия магистрального транспорта газа поставляют газ газораспределительным организациям. Конечным потребителям, за исключе нием населения, газораспределительные организации должны поставлять газ по цене промышленности с учетом ценовой надбавки за распределение (15% цены промышленности без НДС). Аналогичный порядок расчетов выполнялся и в слу чае прямой поставки и реализации газа РАО «Газпром» конечным потребителям.

Газотранспортные предприятия должны при этом перечислять часть распредели тельной надбавки в инвестиционный фонд Минтопэнерго для финансирования целевой программы газификации России. Надбавки газораспределительным предприятиям могут дифференцироваться исполнительной властью регионов.

Промышленность и предприятия АО «Росгазификация» платят налог на добав ленную стоимость, который после реализации продукции им возвращается.

В указанном Постановлении отмечается, что население покупает газ по льготным ценам. Кроме того, этим Постановлением был введен механизм ежеме сячной индексации цены промышленности на газ (а также система надбавок, учи тываемых для предприятий газоснабжения).

До второй половины 1998 г. регулированию подлежали цены на газ, отпус каемый всеми поставщиками. Постановлением Правительства Российской Феде рации от 30 июля 1998 г. №865 были либерализованы цены на газ, поставляемый независимыми производителями, не аффилированными с ОАО «Газпром», и тре мя монопольными региональными поставщиками газа, изолированными от Еди ной системы газоснабжения: «Якутгазпром», «Норильскгазпром», «Роснефть Сахалинморнефтегаз».

С 1998 года расчет регулируемых цен (тарифов) осуществляется на осно вании методических указаний, утверждаемых Федеральной энергетической ко миссией Российской Федерации по согласованию с Министерством экономическо го развития и торговли Российской Федерации, раздельно по каждой организации, осуществляющей регулируемые виды деятельности, исходя из принципа раз дельного учета продукции (услуг) и затрат на ее производство. В период с декаб ря 1998 года по июль 2001 года таким документом являлась «Методология фор мирования тарифов на услуги (тарифов на транспортировку газа по местным се тям) газораспределительных организаций», утвержденная постановлением ФЭК №49/1 от 18.12.1998 г. Практика ее использования выявила необходимость вне сения в нее корректив. Поэтому 4 июля 2001 года ей на смену пришла «Методика определения тарифов на услуги (тарифов на транспортировку газа по местным сетям) газораспределительных организаций» №42/7. В октябре 2001 года в эту методику было также внесено ряд дополнений. Цены на газ и другие энергоноси тели стали дифференцироваться по районам страны в зависимости от транспорт ных тарифов.

Поскольку оптовые и розничные цены на газ, поступающий конечным по требителям, регулируются государством, ОАО «Газпром» имеет фактическую свободу действий лишь в формировании внутренней структуры цен для предпри ятий, входящих в его систему. Как же выглядит современная система расчетов внутри «Газпром»? Рассмотрим две ситуации. Первая из них соответствует по ставкам газа крупным потребителям непосредственно от системы ОАО «Газ пром», а вторая - более типична для зарубежной газовой промышленности, когда газ вначале поставляется в систему региональных газораспределительных стан ций, а затем распределяется большому числу мелких потребителей. При этом возможны поставки газа через одно или несколько газотранспортных предпри ятий.

Вначале рассмотрим прямые поставки газа крупным потребителям. В этом случае цена контракта на поставку газа не зависит от числа газотранспортных предприятий, так как в ОАО «Газпром» установлены единые отпускные цены для одинаковых групп потребителей. «Газпром» получает разницу между отпускной ценой конечного потребителя и ценой поставки газа газотранспортным предпри ятием №1 и имеет возможность самостоятельно распоряжаться этими финансо выми ресурсами.

Если поставки идут через транспортное предприятие №2, то вначале фи нансовые средства поступают на счет ОАО «Газпром» в Газпромбанке. Затем они распределяются по предприятиям газовой цепочки «вверх по течению» - от газо транспортного предприятия №2 до предприятий газодобычи. Тогда «Газпром»

имеет возможность оставить часть поступающих от продажи газа финансовых средств в своем распоряжении для проведения централизованной воспроизвод ственной политики в отрасли.

Обратимся теперь к варианту поставок газа через систему газораспредели тельных предприятий. Последние за свои услуги получают фиксированное возна граждение, которое уменьшает поступления на счет ОАО «Газпром». В этом слу чае также в расчетах с потребителями используются цены одного уровня. В ре альной ситуации газотранспортные предприятия имеют возможность, с согласия правления ОАО «Газпром», заключить самостоятельно контракты на поставку га за.

Таким образом, установление единых цен в рамках системы ОАО «Газ пром» позволяет ему эффективно аккумулировать поступающие финансовые ре сурсы из двух основных источников - от продажи газа, идущего на экспорт, и от разницы во внутренних трансфертных ценах предприятий различных уровней, точно так же как в советский период государство аккумулировало рентные плате жи, отчисляемые предприятиями, действующими в более благоприятных горно геологических условиях. С этой точки зрения, ОАО «Газпром» в вопросах внут реннего ценообразования фактически заменило собой органы государственного управления. К тому же единые, не дифференцированные по территориям цены реализации природного газа и ориентация в ценообразовании на рентабельность функционирования «худших» предприятий позволяют использовать в ОАО «Газ пром» систему перераспределения доходов, аналогичную той, которая существо вала при централизованном управлении экономикой.

Естественно, возникает вопрос, в какой мере такая локальная система цен трализованного ценообразования соответствует принципам оптимального управ ления в стратегически важном секторе экономики, роль и значимость которого не измеримо возросли за последние годы. Априори можно предполагать, что «мини государственное» управление имеет те же отрицательные черты, которые были свойственны хозяйствующим субъектам в административной системе: неопти мальность в выборе стратегических, инвестиционных решений, невозможность гибко и оперативно реагировать на изменение рыночной конъюнктуры, ограниче ния в выборе контрагентов и др. Вопрос заключается в том, насколько влияние этих отрицательных последствий централизованного варианта корпоративного ценообразования перевешивается положительными факторами, связанными с возможностью централизованного управления воспроизводственными процесса ми в исключительно капиталоемком производстве, требующем взвешенной долго срочной политики реструктуризации.

Отметим, что удивительная жизнеспособность и высокая эффективность работы газовой отрасли нашей страны обусловлены главным образом внутрен ними процессами ее реструктуризации, во многом совпадающими с логикой трансформации всей промышленности. Рыночные отношения фактически не за тронули глубинные механизмы производственного и финансово-бухгалтерского управления внутри газовой отрасли, поскольку поведение структурных объедине ний ОАО «Газпром» в своей основе мало отличается от методов функционирова ния дореформенных производственных объединений и предприятий. Однако «внешняя политика» ОАО «Газпром» соответствует поведению крупных капита листических корпораций, в основе деятельности которых лежит общекорпоратив ная стратегия, нацеленная, в первую очередь, на завоевание национальных и международных рынков сбыта, максимизацию и консолидацию прибыли.

При этом следует сознавать, что такой характер «внешней политики» этой корпорации имеет существенные ограничения. Во-первых, в виде неразвитого ха рактера самого рынка, в котором деятельность ОАО «Газпром» не приводит ни к варианту конкуренции «газ-газ» (что имеет место лишь на международных рын ках), ни к серьезной конкуренции с другими энергоносителями (в силу низкой пе рекрестной эластичности потребления топлива и энергии). Во-вторых, роль ОАО «Газпрома» в экономике страны не сводится к функциям финансового фонда про цветающей (на фоне других) корпораций, оно несет нагрузку общенационального характера, являясь мощным рычагом политического влияния во взаимоотношени ях со странами СНГ и важным орудием социальной политики государства, обес печивающим население страны дешевым, надежным и высокоэффективным ис точником энергии.

Подобного рода аргументы позволяют охарактеризовать сущность деятель ности ОАО «Газпром» как формы квазикапиталистической корпорации, поскольку ее внешняя деятельность вполне соответствует критериям и методам капитали стических форм хозяйствования, а внутренняя характеризуется крайней неразви тостью механизмов рыночного типа: неэффективными методами оценки и опти мизации стоимости активов, отсутствием реальных центров прибылей и издержек и современных систем управленческого учета, неразвитыми формами контракт ных отношений, несамостоятельной инвестиционной политикой и др. Такие кор порации фактически используют методы хозяйствования прежней затратной и во многом расточительной экономики. Поэтому поиск вариантов трансформации ме тодов организации, управления и хозяйствования в газовой промышленности, ко торые сохранили бы достоинства существующей вполне конкурентной на миро вом рынке структуры и обеспечили бы ей импульс для внутренних преобразова ний экономико-правовых форм деятельности, является актуальной задачей ре формирования отечественного ТЭК.

Развитие конкурентных сил в добыче и частично в транспорте газа позво лило бы преодолеть неизбежную в этом случае тенденцию к росту затрат и со кращению «нормальной» рентабельности. Однако в российских условиях разви тие конкуренции связано с рядом отрицательных эффектов, в первую очередь с необходимостью содержания больших резервных производственных мощностей.

Кроме того, конкуренция грозит самой целостности Единой системы газоснабже ния (ЕСГ) с трудно предсказуемыми последствиями.

Методы определения тарифных ставок за транзит газа в России Изменение экономической ситуации в стране в связи с развитием рыночных отношений, а также выделение обособленных участков ранее единой газоснаб жающей системы, оказавшихся на территории стран СНГ, потребовали разработ ки обоснованных тарифов на транспорт природного газа. Необходимым условием для определения тарифов является подготовка базовой информации для расчета, учитывающей основные технические и технологические параметры газопровод ных систем.

К техническим параметрам относятся годовая производительность и су точная пропускная способность газопроводов, рабочее давление газопровода, режим работы, мощности компрессорных станций (КС), протяженность и основные условия прохождения трассы, диаметр и материалы труб. К технологическим параметрам газотранспортных систем относят: суммарную производительность и пропускную способность, число ниток, режим работы системы, длину укладывае мых труб, наличие и порядок взаимодействия подземных хранилищ газа (ПХГ) и др. Перечисленные показатели представляют собой исходную базу для опреде ления стоимости перекачки. Стоимость транспортировки определяется в первую очередь объемом капиталовложений в строительство новых систем, эксплуатаци онными расходами по действующим газопроводам, методами погашения стоимо сти основного капитала, структурой финансирования строительства объектов, действующей системой налогообложения, величиной дисконтной и процентной ставок. Анализ влияния технических параметров на стоимость транспортировки газа проводится на базе сравнения газопроводов различного оснащения с одина ковой производительностью и равным расстоянием до клиентов.

Тарифная ставка отражает совокупные затраты, обусловленные техниче скими, технологическими и экономическими характеристиками строительства и функционирования газопроводов. На первом этапе расчеты тарифов проводятся для первой нитки газопровода и равнинных условий прохождения трассы. Вели чину тарифной ставки при укрупненных расчетах стоимости транспортировки на расстоянии 100 км можно рассчитать по следующей формуле:

ЦТ T L / 100 * Q где ЦТ - цена транспортировки, определяемая по принципу «cost plus», т.е.

суммарных издержек на перекачку газа и нормального вознаграждения инвести рованного капитала;

L - длина трассы газопровода;

100 - единичное расстояние при расчете тарифа, км;

Q - производительность газопровода при проектной за грузке (или фактический объем транспортируемого газа).

Расчеты тарифов на перекачку газа производятся для различных вариантов технического оснащения газопроводов с учетом фактических значений капиталь ных вложений, эксплуатационных расходов, норм амортизационных отчислений, нормативного уровня прибыли. Последовательность расчетов тарифов сводится к определению показателей, на основе которых оценивается допустимый уровень рентабельности транспортировки (например, по критерию внутренней нормы рен табельности, устанавливаемой в размере 12-15%).

В числе рассматриваемых показателей: суммарная выручка от транспорт ных услуг;

капитальные затраты, учитываемые в тарифе;

эксплуатационные рас ходы;

прибыль до налогообложения;

чистая прибыль за вычетом процентов и на логов;

сальдо денежных поступлений и выплат;

дисконтированный чистый доход (чистая текущая стоимость);

внутренняя норма рентабельности.

Задаваясь требуемой нормой рентабельности, можно рассчитать базовый уровень тарифной ставки за транспортировку газа. При расчете тарифов следует учитывать возможность предоставления дополнительных услуг, связанных с по ставками газа.

В своей основе характер сервисных услуг и их перечень должны опреде ляться основными показателями транспорта и качества природного газа. Такой перечень составляет базу для формирования «меню услуг». Сервисные услуги, т.е. услуги, оказываемые потребителю, необходимо рассматривать в единстве так называемых физических услуг (соответственно физического или технического об служивания газотранспортной системы) и контрактных услуг (контрактного обслу живания) как совокупности условий, тарифов и т.д. по реализации физических ус луг.

В то же время газотранспортными предприятиями ОАО «Газпром» по срав нению с зарубежными предприятиями оказывается существенно меньший объем сервисных услуг. При этом наибольшее отставание наблюдается в части кон трактных услуг. Практически отсутствует «меню услуг», предполагающее вариан ты оплаты, режимы и условия подачи газа и т.п. Это приводит к потере возможной прибыли газотранспортных компаний. Поиск новых видов сервисных услуг и их внедрение в практику являются важным средством повышения прибыльности га зотранспортных предприятий ОАО «Газпром», а в условиях рыночных отношений обязательным условием является предоставление потребителям широкого «меню услуг».

Реализация широкого перечня сервисных услуг связана с осуществлением масштабных методических, организационных, технических и производственных мероприятий. Поскольку в полной мере сервисные услуги могут быть реализова ны в условиях развитых рыночных отношений, целесообразно внедрять их в два этапа. На первом этапе следует внедрить сервисные услуги по обеспечению на дежности и гибкости транспорта газа, как наиболее ответственные с точки зрения соблюдения условий поставки газа и наиболее весомые с точки зрения получения прибыли и возмещения убытков (штрафов). На втором этапе следует внедрить остальные виды услуг, начиная с тех, которые апробированы в практике зарубеж ных фирм (поддержание требуемого давления, хранение газа). Методика расчета тарифов за сервисные услуги сводится к учету дополнительных затрат, связанных с сооружением и эксплуатацией требуемых технических объектов, с прибавлени ем заданного уровня рентабельности. При этом тариф за конкретную услугу рас сматривается отдельно, независимо от тарифов на другие услуги. (О.М. Ермилов и др.,1998) Сложность расчета тарифов за сервисные услуги различна. Более простым представляется расчет тарифов за услуги по качеству и параметрам транспорта газа (давление и температура), более сложным - по надежности и гибкости. По этому, несмотря на то, что внедрение услуг по надежности и гибкости является приоритетным, прежде целесообразно произвести расчеты тарифов по качеству газа. Затем, после освоения этих расчетов и оценки полученных результатов, можно перейти к расчетам тарифов с учетом надежности и гибкости поставок газа.

Составляя около 50% производства и потребления энергоресурсов, при родный газ в значительной мере определяет уровень конкурентных цен на ко тельно-печное топливо и электроэнергию, за исключением цен на сырую нефть и светлые нефтепродукты. Низкие цены на энергию для всех отраслей промышлен ности играют важную роль в создании конкурентоспособных производств. Поэто му проблема выбора рациональных механизмов ценообразования является на роднохозяйственной и выходит далеко за рамки газовой промышленности. Это исключительно сложная задача.

Помимо использования общих принципов ценообразования на энергоноси тели (учет спроса, предложения, эластичности потребления, в том числе перекре стной эластичности), в наших условиях необходимо рассматривать ряд дополни тельных факторов: уровень платежеспособного спроса на газ для отдельных групп потребителей, социальные приоритеты, территориальные и межотраслевые ограничения и др. Особое значение для ценообразования в современных услови ях приобретает необходимость выделения огромных капиталовложений на под держание и развитие производственной базы газовой промышленности, проведе ние природоохранных мероприятий, реализацию новых направлений научно технической политики, определяющей конкурентоспособность российского газа в недалеком будущем. Соответствующие инвестиционные составляющие при ра циональном ценообразовании должны найти отражение в ценах на газ.

Современные проблемы ценообразования на газ на внутреннем рынке Рос сии будут рассмотрены более подробно в главах 2 и 3.

Зарубежный опыт ценового и тарифного регулирования в газовых отраслях Франция. (ОЭСР, 2002;

М.М.Гурген, 2003;

A. Ellis at al, 43/98) Особенно стью газовой отрасли Франции является значительное участие государства в ка честве субъекта газовой отрасли. Главной действующей силой на газовом рынке Франции является государственная компания «Газ де Франс» (далее ГДФ), кото рая эксплуатирует большую часть газотранспортной и газораспределительной систем страны и имеет монополию на импорт и экспорт газа. Единственным оте чественным производителем природного газа является компания «Эльф Акитэн».

Французские газовые компании действуют на основе концессионных (арендных) контрактов. Большинство магистральных газотранспортных систем принадлежит государству, а газораспределительные системы - ГДФ и некоторым муниципали тетам. Кроме «Газ де Франс» в сфере газораспределения работают 17 независи мых компаний, большинство из которых представляет собой местные предпри ятия со специальным правовым статусом. Среди них есть и крупные предприятия, и достаточно небольшие муниципальные компании.

Газораспределительные организации осуществляют свою деятельность с учетом следующих основных возложенных на них обязательств:

Бесперебойное (за исключением форс-мажорных обстоятельств) снабже ние газом всех потребителей, имеющих контракт на «твердое» (непрерывное) га зоснабжение в данной концессионной зоне.

По запросу потенциального потребителя газораспределительная организа ция обязана газифицировать его при условии достаточной рентабельности реали зации такого проекта газификации. Критерии рентабельности устанавливаются государством на общенациональном уровне.

В соответствии с принципом недискриминационности, все потребители, на ходящиеся в одинаковых географических условиях, а также имеющие одинаковые характеристики потребления (и затраты на газификацию), оплачивают газ по оди наковому тарифу. Применяются общенациональные тарифы, которые утвержда ются государством и подлежат опубликованию.

На регулирование газовой отрасли Франции значительное влияние оказы вает два момента: во-первых, то, что, являясь нетто-импортером газа, Франция имеет незначительную собственную добычу (в 1997 году собственная добыча газа удовлетворяла около 6% потребностей страны);

во-вторых, очень велика конку ренция между различными топливно-энергетическими ресурсами (сильно разви тая ядерная энергетика, использование у бытовых потребителей на цели отопле ния электропотребляющей аппаратуры, широкое применение мазута) при низкой газификации удаленных населенных пунктов и промышленных потребителей.

В соответствии с этим основное направление регулирования отрасли - по вышение конкурентоспособности природного газа, которое обеспечивается за счет соответствующего ценообразования в рамках контрактов на импорт газа во Францию и политики «Газ де Франс» в области формирования цен и тарифов. Це на на импортируемый газ индексируется с привязкой к основным конкурирующим ТЭР. Цены конечного потребления периодически корректируются с учетом коле баний в цене импортных поставок. Период между корректировками может быть достаточно коротким для газотранспортных тарифов, хотя в целом ГДФ старается «погашать» большие колебания в величине цен на котельно-печное топливо.

Для тарифов газораспределения периоды между корректировками длиннее (дважды в год с привязкой к цене импортных поставок), ГДФ формирует различ ные виды тарифов на потребление природного газа, которые затем утверждаются государственными органами. Тариф для газотранспортной системы ГДФ (назва ние тарифа STS) включает следующие компоненты: фиксированная ставка (фран ков/год), соответствующая постоянным издержкам;

ставка за мощность (франк/кВт*ч/сутки), учитывающая фактор нагрузки потребителя (т.е. сезонные и/или суточные колебания в отборе газа);

товарная ставка (франк/кВт.ч), непо средственно учитывающая фактический расход газа потребителем. При этом: та риф дифференцирован для летнего и зимнего сезона, так как затраты на газо снабжение в зимнее время выше, чем летом в связи с ограничениями по мощно сти;

тариф имеет две ценовые ступени, с его понижением (вне зависимости от се зона) при превышении определенного объема потребления;

промышленные по требители с годовым потреблением 10-20 ГВт*ч. могут пользоваться прерывае мым газоснабжением.

Политика ГДФ заключается в учете разницы «входящих» тарифов при рас чете окончательной цены потребления. Система расчетов была упрощена после введения классификации газораспределительных организаций по шести группам с разными уровнями окончательной цены потребления. Первый уровень соответ ствует первому диапазону «входящих» тарифов (равному или близкому к цене га за в магистральной трубе). Второй уровень соответствует второму диапазону «входящих» тарифов. По мере удаления от источника поставки (магистрального газопровода) составляющие тарифа (кроме абонементной платы) увеличиваются за счет последовательного прибавления цен, рассчитываемых по отдельным уз лам системы. Внутри каждой газораспределительной организации уровень цен одинаков. При этом различные виды потребления природного газа имеют свои та рифы, отличающиеся в зависимости от объемов потребления.

Во Франции прямые продажи крупным потребителям в системе транспорта составляют примерно 25% общего объема продаж газа. Применяемые при этом тарифы называются «тарифы по заявке»: клиенты заказывают определенный объем газа, который они обязуются не превышать;

в противном случае на них на лагается штраф. В этих тарифах для отражения затрат используются показатели объемов расхода газа и объемов потребления. Данные элементы позволяют оп ределять большую часть затрат развития газовой сети, при этом остальная, меньшая доля затрат перераспределяется на всех клиентов.

Для других клиентов, составляющих основную массу абонентов, при совре менном состоянии технологии практически невозможно постоянно отслеживать суточный расход заявленного газа. Предложенные тарифы имеют более простую форму (двухступенчатую): они состоят лишь из фиксированной надбавки и про порциональной цены, относящихся к объему потребления газа. Следовательно, затраты на доставку должны быть включены в пропорциональную цену. Это ока зывается возможным, поскольку существует хорошая корреляция между объемом потребления и заявленным дебитом в домашних хозяйствах (кроме тех из них, ко торые используют несколько энергоносителей;

для них разработан специальный тариф).

Юридические рамки тарификации во Франции определяются двумя систе мами ограничений, которые отчасти перекрывают друг друга. Речь идет, с одной стороны, о «Перечне затрат», учитываемых при получении прав на концессию, с другой - об общем регулировании цен. Компания «Gas de France» является кон цессионером большей части транспортных артерий и систем распределения газа во Франции. За это она должна выполнять определенный круг обязательств, оп ределенных в «Перечне затрат», относящихся к транспорту и распределению га за, в том числе максимальные цены на газ при режиме концессии, которые можно использовать в отношении клиентов. Эти максимальные цены варьируют во вре мени в зависимости от показателей, отражающих изменения затрат и рыночной конъюнктуры.

Германия. (ОЭСР, 2002;

М.М.Гурген, 2003;

A. Ellis at al, 43/98) Особенно стью газовой отрасли Германии является ее многоуровневая и децентрализован ная форма организации. Выделяют следующие четыре структурных уровня: про изводители природного газа, газотрейдерских компаний, региональных газорас пределительных компаний, которые покупают газ у вышеупомянутых 17-ти трей дерских компаний и затем перепродают его местным ГРО или непосредственно конечным потребителям, местных газораспределительных организаций, которые образуют фундамент этой пирамиды газовой отрасли.

Предприятия газовой отрасли Германии отличает многообразие форм соб ственности: от полностью государственных предприятий до частных акционерных обществ с ограниченной ответственностью. Это во многом определяет действую щую систему регулирования отрасли. Государственная политика Германии в газо вой отрасли претерпела радикальные изменения, но ее основой являются права конечных потребителей, а именно: равный подход ко всем потребителям;

непре рывность снабжения потребителей;

право на подключение и снабжение.

Фундамент влияния государства на газовую отрасль был заложен в двух Федеральных Законах. Федеральный Закон «Об энергетике» (первая редакция от 13.12.1935) провозгласил государственный контроль в области газоснабжения и необходимость лицензирования деятельности и предоставления отчетности;

об щая контрольная функция была возложена на Министерство экономики, которое отвечало за обеспечение прав и обязанностей предприятий газовой отрасли. Фе деральный Антимонопольный Закон от 27.07.1957 г сформировал правовые рамки свободной рыночной экономики Германии, но при этом предусматривал специ альный статус газоснабжения с учетом особых технологических и экономических условий деятельности.

В 1998 году был принят новый Закон «Об энергетическом рынке», который выражает намерение государства создать благоприятные правовые условия для реального открытия рынка для конкурентной борьбы, обеспечив всю инициативу действий участникам этого рынка, которые теперь (все без исключения) регули руются положениями Антимонопольного Закона. Создание открытого рынка бази руется на следующих основных положениях Закона: отмена демаркационных со глашений и положений об эксклюзивных правах в контрактах на оказание услуг по распределению газа;

предоставление Федеральной Комиссии по регулированию картелей неограниченных полномочий по контролю над соблюдением Закона и эффективному формированию открытого рынка;

обязательство местных властей по обеспечению прав беспрепятственного функционирования на своей террито рии любой распределительной компании (право сооружать и эксплуатировать собственные сети);

сокращение контрольной функции государства;

наделение Федерального министерства экономики правом регулирования отрасли путем вы пуска постановлений и нормативных актов (с их утверждением парламентом), обеспечивающих активную конкуренцию на рынке ТЭР и защиту интересов обще ства.

В Германии цены на газ определяются на основе рыночной конкуренции с другими энергоносителями, такими как газойль, мазут, сжиженный нефтяной газ, уголь. На этом рынке газ может замещать другие виды энергии, но в равной мере он легко заменяется на конкурирующие энергоносители. При такой сильной конку ренции цены на газ должны быть конкурентны для каждой сферы его применения.

Поэтому независимое ценообразование невозможно. Цены на газ всегда отража ют равновесную рыночную цену энергоносителей.

Для оценки этой рыночной стоимости необходимо тщательно проанализи ровать все затраты конечного потребителя на конверсию первичной энергии в по лезную энергию. Например, для использования энергии для отопления недоста точно рассматривать лишь цену самих энергоносителей. Необходимо также срав нить ряд дополнительных факторов, таких как капитальные затраты на различные системы отопления, включая, например, обогреватели, резервуары для хранения топлива и обслуживающее оборудование, а также соответствующие эксплуатаци онные затраты. Затраты на энергоносители составляют лишь 35-50% суммарной стоимости теплоснабжения. Цены на газ неконкурентоспособны, если суммарные затраты на систему отопления на газе превышают аналогичные затраты для аль тернативных энергоносителей на уровне конечных потребителей.

При выборе энергоносителей огромное значение для потребителя имеют преимущества определенного вида энергоносителя, которые трудно выразить в денежном эквиваленте. Надежность поставок, удобство, чистота и эффективность использования, экологические параметры, а также экономия пространства, управ ление доставкой топлива и финансовые обязательства, которые равномерно рас пределяются в течение года, - все это весьма значимые факторы при выборе окончательного решения о допустимой цене на газ.

Газ предлагается бытовым и коммерческим потребителям для заданного района обслуживания по ступенчатым тарифам. Эти тарифы определяются на основе конкуренции энергоносителей на обслуживаемой территории и применя ются для всех потребителей данного района. Тарифы корректируются в соответ ствии с колебаниями рынка.

Несмотря на то, что местные газораспределительные компании (МГРК) яв ляются единственными поставщиками газа для коммунально-бытовых потребите лей в конкретном районе, цены на газ всегда формируются в конкурентных усло виях. Цена, по которой газ поставляется новым потребителям, учитывается также в затратах потребителей, которые уже подключены к газовой системе. Поэтому «старые» потребители оплачивают ту же цену за газ, что и «новые» потребители, которые лишь только приняли решение в пользу газа на базе анализа «затраты выгоды». Это означает, что потребители, уже подключенные к системе, также по лучают газ по конкурентным ценам.

Индивидуальные цены согласуются с каждым отдельным потребителем.

Контрактные условия в отношении корректировки цен означают, что цены на газ регулярно пересматриваются, чтобы привести их в соответствие с рыночной конъюнктурой. Рыночные цены являются также базисом для переговоров о ценах на газ между добывающими компаниями и компаниями-поставщиками.

Цены, по которым газ может продаваться на рынке конечных потребителей, создают основу для определения цен на газ на стадии «апстрим», т.е. для всех хозяйствующих субъектов, вовлеченных в процесс поставок газа от производите лей до потребителей. Договорные цены между внутренними и иностранными про изводителями газа и межрегиональными поставщиками газа, а также межрегио нальными поставщиками и местными распределительными компаниями базиру ются на ценах на газ, которые готов оплачивать конечный потребитель. При про ведении переговоров о ценах принимаются во внимание также услуги, предостав ляемые газовой отраслью по поставкам, транспорту, хранению и распределению газа, а также маркетинговые услуги.

Система ценового регулирования Германии основывается на предположе нии, что сама конкуренция между ценой газа, формируемой с учетом полных из держек газоснабжения, и стоимостью энергообеспечения на основе нефтепродук тов может обеспечить адекватное ценовое регулирование. Фактически это озна чает полное отсутствие государственного регулирования и осуществление этой функции развитым рынком с наличием конкурентной среды. Основным направле нием контроля, но не регулирования, является «отслеживание» Федеральной ко миссией уровней тарифов отдельных газораспределительных организаций с по следующими возможными предписаниями их корректировок. Фактические тарифы для потребителей самостоятельно рассчитываются каждой ГРО, исходя из собст венных условий и ограничений, с учетом существующих методов формирования цен и тарифов.

Аргентина (М.М.Гурген, 2003;

www.platts.com, http://www.erta-consult.ru) Существующая в настоящее время структура газовой отрасли Аргентины начала формироваться в 1990-1992 годах в процессе приватизации. До этого времени собственником всей газовой отрасли - предприятий по разведке, добыче, транс порту и распределению газа являлось государство. Существовало два обособ ленных государственных предприятия: одно по разведке и добыче природного га за, другое занималось магистральным транспортом, распределением и реализа цией газа конечным потребителям. Соответственно структуре отрасли и осущест влялось ее регулирование на всех уровнях: розничные цены и тарифы диффе ренцировались по регионам с учетом их удаленности от районов добычи газа;

це ны для населения субсидировались за счет повышения тарифов для крупных по требителей;

цены конечного потребления формировались с использованием ме ханизма, учитывающего все затраты газоснабжения.

Однако институциональные преобразования в экономике страны требовали дальнейшего развития газовой инфраструктуры, повышения эффективности ис пользования потенциала предприятий отрасли и надежности снабжения потреби телей. Все это, а также рост национального долга и высокие темпы инфляции, вы звало необходимость принятия решения о приватизации отрасли.

На первом этапе были приватизированы газотранспортные и газораспреде лительные предприятия. Затем приватизации была подвержена государственная монополия в газодобыче. Параллельно этому был сформирован регулирующий и контролирующий орган ЭНАРГАЗ, отвечающий за деятельность и ценообразова ние в транспорте, распределении и реализации газа.

В настоящее время в газовой отрасли Аргентины действует 26 компаний в добыче газа, два предприятия магистрального транспорта, сферы деятельности которых географически поделены на южную и северную часть страны, 9 регио нальных газораспределительных компаний, сформированных по территориаль ному принципу. Потребности страны в газе удовлетворяются за счет внутренней добычи.

Основной применяемой схемой регулирования газовой отрасли Аргентины является метод «затраты плюс». При этом отсутствует регулирование цены газа для производителей. Цены формируются индивидуально с учетом рыночной конъюнктуры, при этом заключаются индивидуальные договоры с индексацией и возможной корректировкой с учетом изменения цен и привязки к корзине цен на альтернативные топливно-энергетические ресурсы (ТЭР);

регулирования рознич ных цен для потребителей путем установления предельных уровней цен.

При этом цены реализации газа крупным потребителям формируются с привязкой к ценам на конкурирующие виды ТЭР по каждой категории промышлен ных потребителей и каждому классу тарифов. Для каждой газораспределительной компании устанавливается свой базовый тариф для различных категорий потре бителей дифференцировано с учетом географического положения и соответст вующей нормы рентабельности.

Великобритания. (М.М.Гурген, 2003;

ОЭСР, 2002;

Леонов Д.С, 2003, http://www.erta-consult.ru) За свою историю структура газовой отрасли Великобритании претерпевала серьезные изменения. Национализация 1948 года превратила отрасль, состояв шую из множества частных компаний, в единую Британскую газовую корпорацию.

С 1985 года начался обратный процесс - были определены условия приватизации государственной монополии. В результате было создано акционерное общество с ограниченной ответственностью «Бритиш Газ», одновременно был образован но вый регулирующий орган - Офис газоснабжения («Офгаз») и сформулированы принципы регулирования газовой отрасли Великобритании. Процесс полной при ватизации отрасли и изменения принципов регулирования условно можно разде лить на три этапа.

На первом этапе (1985-1988 гг.) приватизированная компания «Бритиш Газ»

оставалась монопольным поставщиком газа для бытовых, коммерческих и малых промышленных пользователей. Крупные коммерческие, средние и крупные про мышленные предприятия получали свободу выбора любых поставщиков газа, кроме «Бритиш Газ». «Бритиш Гэс» сохранял право собственности эксплуатации всей газотранспортной и газораспределительной системы. Было определено ус ловие предоставления газопроводов для всех новых поставщиков, заинтересо ванных в транспортировке своего газа крупным потребителям. Регулированию специальной ценовой формулой, систематически пересматриваемой, подлежали цены на газ для малых потребителей. Крупные потребители самостоятельно со гласовывали свои цены с «Бритиш Газ» или прочими поставщиками, при условии лишь самых общих принципов конкуренции. На самом же деле, ни один крупный потребитель газа не воспользовался возможностями конкурентной покупки газа сразу после либерализации, что связано, в основном, с отсутствием в то время альтернативных источников газоснабжения и ясности в условиях транспортировки газа.

Второй этап (1988-1995 гг.) реформирования начался с принятием реко мендаций, направленных на ограничение монопольного положения «Бритиш Газ»:

ограничение на покупку газа на новых месторождениях;

предоставление полной информации о транспортных тарифах;

открытость информации о ценах реализа ции и их дифференциация по ряду переменных, в том числе по объемам, преры ваемости поставок, сезону и т.д.;

требование равного подхода к покупателям.

Были приняты меры, направленные на снижение доли «Бритиш Газ» на рынке газоснабжения, и разработан новый механизм отпуска газа независимым поставщикам, что обеспечило эффективную конкурентную среду на рынке газо снабжения Великобритании, в основном, для крупных потребителей. Следующим шагом стало жесткое отделение сферы реализации (торговли) газа от услуг по транспортировке и открытие рынка малых бытовых потребителей для полномас штабной конкуренции.

Третий этап начался в 1995 году с закреплением новой структуры отрасли и новой системы лицензирования деятельности, что заложило базу для развития полностью конкурентного рынка газа с наличием разнообразных участников, спо собных гибко реагировать на требования рынка.

Нынешнюю структуру газовой отрасли Великобритании можно разделить на два больших звена – «апстрим» (геологоразведка и добыча) и «даунстрим»

(транспорт, переработка, распределение, сбыт). Звено «апстрим» включает част ные нефтегазовые компании, ведущие разведку и добычу газа на английском кон тинентальном шельфе. В этом звене всегда была конкурентная среда, в основ ном, между частными операторами, а роль государства сводилась, главным обра зом, к выдаче лицензий на разведку/добычу газа и сбору соответствующих нало гов. Всего в Великобритании действует около 40 компаний и корпораций, ведущих разведку и добычу газа. В звене «даунстрим» около 20 независимых компаний осуществляют подачу природного газа бытовым потребителям, а также промыш ленности и коммунально-бытовому сектору.

С введением полномасштабной конкурентной среды во всех секторах газо вого рынка все независимые поставщики газа, кроме прежнего монополиста ком пании «Бритиш Газ Трейдинг», не регулируются какими-либо особыми мерами це нового контроля. Регулированию подлежат только тарифы на транспортировку га за и его хранение;

цены на газ для малых потребителей «Бритиш газ трейдинг»

(по определенным районам страны). Регулирование тарифов на транспортировку и хранение газа осуществляется с использованием формулы ценового контроля, подлежащей регулярному пересмотру раз в пять лет. Основными принципами данного метода регулирования тарифов являются «прозрачность» расчета тари фов;

полный учет издержек на содержание и развитие объектов системы;

уста новление предельной величины доходов на единицу газа;

дифференциация та рифов по категориям потребителей и типам газотранспортных систем;

специаль ный стимулятор эффективности деятельности;

гибкость системы, возможность оперативной корректировки.

Регулирование цен на газ для малых потребителей «Бритиш газ трейдинг»

осуществляется путем установления предельных уровней цен, дифференциро ванных по категориям потребителей. Цена состоит из затрат на покупку газа;

за трат на транспортировку и хранение газа;

сбытовых издержек;

установленной нормы прибыли. За всеми элементами цены осуществляется жесткий контроль со стороны регулирующего органа.

Произошедшая либерализация газового рынка в Великобритании привела к коренным изменениям в механизмах формирования цен и тарифов. Главные из этих изменений: отделение транспорта газа от конкурентной торговли газом и обеспечение обязательного доступа для третьих сторон к газотранспортной сис теме;

формирование ориентированных на возмещение затрат тарифов на транс порт газа - большая часть газотранспортной системы остается естественной мо нополией, чьи тарифы будут по прежнему регулироваться;

внедрение в формулу газотранспортных тарифов специального стимулятора эффективности;

создание конкурентной среды в области купли-продажи газа, что заставило компании за няться поиском эффективных схем для обеспечения оптимального управления рисками в своей деятельности.

Из опыта Великобритании можно сделать вывод, что принципами рефор мирования газовой отрасли должны являться: наличие ясного политического ви дения будущей структуры газовой отрасли и ее законодательное закрепление;

за конодательное закрепление схем государственного регулирования отрасли;

обес печение механизмов свободного доступа для третьих сторон с тем, чтобы исклю чить возможность их дискриминации;

развитие конкуренции и соответствие уста новленных ценовых требований для повышения эффективности производства и снижения издержек.

Венгрия. (М.М.Гурген, 2003;

www.platts.com) До 1991 года в газовой от расли Венгрии существовало единое государственное предприятие (ОКГТ), отве чавшее практически за всю деятельность в области нефти и газа в стране. Ис ключение составляло газораспределительное предприятия ФОГАЗ, обеспечивав шее газоснабжение столицы Будапешта и пригородов. Начиная с 1991 года, была произведена коренная перестройка газовой отрасли. В соответствии с зональным признаком были организованы 5 газораспределительных компаний (ГРК), осуще ствляющих поставки газа населению, коммунально-бытовому сектору и промыш ленности, за исключением крупных потребителей, которым была передана газо распределительная деятельность ОКГТ. Преемником ОКГТ стало предприятие МОЛ, за которым были закреплены добыча нефти и природного газа, переработ ка, магистральный транспорт и хранение природного газа. В дальнейшем для транспортировки газа шести ГРК, а также для поставок крупным потребителям была создана дочерняя компания ГОЮ. Завершили процесс реформирования от расли продажа в 1995 году пяти новых ГРК иностранным инвесторам и подписа ние с ними, начиная с 1994 года, ряда концессионных соглашений на разведку и добычу нефти и природного газа, что создало конкуренцию МОЛ в данной области газового сектора. Регулирование в газовой отрасли Венгрии осуществляется на следующих уровнях: цены конечного потребления газа (розничный рынок);


пере даточные цены на газ между МОЛ и газораспределительными компаниями (опто вый рынок).

Регулирующим органом является Энергетическая комиссия Венгрии, кото рая осуществляет подготовку и расчет этих цен и предоставляет их для утвер ждения Министерству промышленности и торговли и Министерству финансов Венгрии. Основные принципы регулирования цен в газовой отрасли, сформулиро ванные в Законе «О газоснабжении в Венгрии», сводятся к следующему:

Цены на газ должны включать возмещение обоснованных инвестиций и из держки эффективно работающих держателей лицензий, а также прибыль, необ ходимую для их долгосрочной деятельности. При формировании цен и тарифов должны учитываться потребности и факторы экономической политики управления топливно-энергетическими отраслями, надежности энергоснабжения, охраны ок ружающей среды и зарубежной экономической практики.

Ценовое регулирование должно обеспечивать надежное и эффективное по затратам газоснабжение, а также эффективное использование мощностей по до быче, хранению и передаче газа. Все потребители в рамках одной категории ко нечного потребления платят за газ одну и ту же цену вне зависимости от места их расположения. При этом цена реализации газа МОЛ газораспределительным ор ганизациям является единой для всех. Цены розничного и оптового рынка форми руются с учетом обоснованных издержек и нормированной прибыли в 8%, при этом цены привязаны к инфляции и внешним факторам (к примеру, мировые цены на энергоносители). Фактический рост цен в стране равномерно применяется ко всей существующей тарифной сетке (существуют законодательно выделенные три категории потребителей, которым соответствует четыре вида тарифов).

Цены на газ для населения едины по всей стране, и, принимая во внима ние, что они не зависят от издержек газоснабжения для данной категории потре бителей, нетрудно отметить существование перекрестного субсидирования насе ления за счет других категорий потребителей. Поэтому в ближайшее время воз можно новое реформирование тарифных структур с учетом издержек газоснабже ния каждой категории потребителей.

На самом деле, в теоретическом плане, регулирование цен и тарифов на газ в Венгрии ближе всего соответствует методу установления «ценового потол ка» (предельных уровней цен). При этом формируется начальная, базовая цена, после чего цены дифференцируются по некой формуле, чаще всего с учетом ин фляции. В то же время венгерская модель регулирования содержит и элементы регулирования по типу «затраты плюс».

Канада. (М.М.Гурген, 2003;

www.platts.com) В газовой отрасли Канады су ществует огромное число участников на различных этапах газоснабжения. Только в разведке и добыче газа действуют свыше 700 поисково-разведочных и добыч ных компаний, занимающихся поисками, разведкой, освоением и добычей при родного газа. Вторым аспектом, определяющим своеобразие отрасли, является особенность федеративного устройства государства. Природные ресурсы нахо дятся в юрисдикции десяти провинциальных и двух территориальных прави тельств. В каждой провинции и у территорий существует свой орган, отвечающий за регулирование процессами недропользования.

До 1985 года главные действующие силы в газовой отрасли Канады были разделены по функциональному признаку и направлениям деятельности - на ком пании, занимающиеся добычей, сбором, магистральным транспортом газа, мест ные газораспределительные компании и конечные потребители. Добывающие предприятия продавали газ соответствующей газотранспортной компании непо средственно в районе добычи. Последняя осуществляла транспортировку и сбыт газа местным газораспределительным организациям, которые, в свою очередь, перепродавали газ потребителям (вместе со своими услугами) по розничной цене.

Цены на газ производителей и его транспортировку до районов распределения устанавливались государством, а газораспределительные услуги регулировались на федеральном и региональном уровне соответствующими органами. Возмеще ние издержек газоснабжения осуществлялось по тарифной методике полного по крытия затрат.

Начиная с 31 октября 1985 года, вслед за соглашением между федераль ным правительством и властями газодобывающих провинций, были определены и начали реализовываться новые принципы регулирования отрасли: цены на при родный газ у производителей стали регулироваться исключительно рынком;

маги стральный транспорт газа был открыт для доступа любой компании;

газораспре делительные предприятия были вынуждены пересматривать свои контракты на газоснабжение потребителей, поскольку конечные потребители получили свободу выбора покупки товарного газа непосредственно у производителей, посредников, брокеров, маркетинговых компаний, а также у предприятий по промежуточному сбору и хранению газа и даже у дочерних газосбытовых подразделений сущест вующих трубопроводных и местных распределительных компаний.

В настоящее время регулирование отрасли осуществляется в двух облас тях: регулирование магистрального транспорта газа, которое осуществляет На циональная энергетическая комиссия (НЭК);

регулирование системы газораспре деления, осуществляемое региональными регулирующими комиссиями.

НЭК разрабатывает условия и регулирующие нормы сделок по газотранс портным услугам для кратко и долгосрочных контрактов. Региональные регули рующие органы осуществляют рассмотрение и утверждение тарифов, бухгалтер ских процедур, издержек, инвестиций и норм прибыли для Компаний, осуществ ляющих хранение, передачу, распределение и реализацию газа в зонах их юрис дикции.

При формировании цен и тарифов в Канаде используется методика регули рования, ориентированная на полное возмещение издержек газоснабжения. Об щая себестоимость услуг по газоснабжению различных категорий потребителей рассчитывается на базе годового прогнозного периода. В состав издержек входят:

стоимость газа, стоимость магистрального транспорта газа между провинциями (регионами), эксплуатационные и общеадминистративные затраты, налог на при быль, финансовые издержки (амортизация, стоимость капитала). После этого происходит распределение общих издержек по разным видам услуг, что служит в качестве ориентира для формирования тарифов за разные услуги. При формиро вании конкретных тарифов принимаются во внимание такие соображения, как стабильность тарифов, конкуренция с другими топливно-энергетическими ресур сами, иногда социальные факторы.

США (М.М.Гурген, 2003, www.platts.com) приступили к постепенному сни жению государственного регулирования (на уровне штатов и федерального пра вительства) еще в 1978 г. Этот процесс завершился в 1989 г., когда государст венное влияние на ценообразование на природный газ было отменено, и цены стали почти полностью определяться на рынке краткосрочных сделок. Уникальное географическое, экономическое и геополитическое положение США определили своеобразие их энергетической стратегии и политики. Опыт США в либерализа ции газового рынка слишком специфичен с точки зрения его организации и усло вий функционирования, чтобы быть готовым материалом для заимствования.

Достаточно указать на такие особенности, как политика сдерживания собственной добычи газа и функциональное привлечение импортных поставок, наличие очень многочисленных и разнообразных участников газового рынка – как по размеру, так и по специализации, устоявшаяся структура потребителей, очень подвижная сис тема ценообразования, прекрасно развитая и все еще динамично развивающаяся газовая инфраструктура, большая информационная (в т.ч. статистическая) откры тость газового бизнеса.

ВЫВОДЫ ПО ПЕРВОЙ ГЛАВЕ Современная экономическая наука считает, что закон стоимости функцио нирует в системе всей совокупности экономических законов, лежащих в основе развития общества. Это означает, что общество сознательно использует требо вания закона стоимости для учета затрат труда, определения уровня цен, уста новления пропорций в общественном производстве на основе денежной оценки, стимулирования производства через систему цен.

В условиях переходного периода объективно взаимодействуют две основ ные системы ценообразования: централизованное ценообразование, осуществ ляемое государственными и муниципальными органами, устанавливающими цены по определенным правилам, и рыночное ценообразование на основе спроса и предложения. Поэтому современная теория и практика ценообразования должна отражать неразрывную связь фундаментальных основ формирования цен, харак терных для плановой экономики и главных методов рыночного ценообразования.

Такой подход отвергает субъективный взгляд на цены в системе рыночных отно шений как на самостоятельный организм рыночного пространства, регулируемый лишь самим рынком, и обеспечивает преемственность рыночного и планового це нообразования.

Российская газовая промышленность по многим параметрам (видам собст венности, характеру рынка, методам государственного регулирования, формам управления и т.д.) значительно отличается от форм организации и управления других стран. Корпоративная структура «Газпрома», формировавшая в советский период, была ориентирована в основном на разработку небольшого числа мега проектов: месторождения с миллиардными запасами, многочисленными нитками газопроводов большого диаметра и большой протяженности. Проблема прогнози рования спроса в том понимании, как это принято в рыночной экономике, в преж нее годы плановыми органами практически не рассматривалась. В настоящее время ситуация меняется. Развитие рыночных отношений выдвигает новые зада чи в области совершенствования организационно-правовых форм управления, ценообразования, налоговой политики.


Как видно из приведенного обзора, ценовая и тарифная политика зарубеж ных стран в значительной степени различается как набором методов и механиз мов ценового регулирования, так и характеристиками их основных показателей.

Однако общим для всех стран является то, что сформировавшиеся или форми руемые в настоящее время системы ценового регулирования рациональны отно сительно сложившихся основных ограничивающих и определяющих условий. Вы бор методов и механизмов ценового регулирования позволяет обеспечивать госу дарственные потребности, а также соблюдать интересы производителей и потре бителей газа. Основные выводы по результатам исследования зарубежного опыта сводятся к следующему.

В газовых отраслях зарубежных стран существует многообразие форм соб ственности и схем организации. Успешно функционирующая газовая отрасль мо жет быть создана и развиваться на основе одной из целого ряда различных струк тур, при этом главные различия между ними связаны с глубиной вертикальной ин теграции, степенью горизонтальной (географической) интеграции, масштабами государственной и/или частой форм собственности в подотраслях.

Наблюдается широкий спектр подходов к проблемам возмещения затрат, установления цен и тарифов, отраслевого регулирования. Варианты формирова ния цен и тарифов на газ могут ориентироваться на рыночную стоимость газа (Германия, Великобритания) или на полные затраты газоснабжения (Франция, Венгрия), а зачастую на их комбинацию (Канада, Аргентина). Регулирование по своей сути может быть мягким и общим (Германия, Великобритания), либо жест ким и предписывающим (Франция, Венгрия).

На всех зрелых рынках газа (за исключением Венгрии) газовая отрасль осуществляет полное возмещение затрат на газоснабжение категорий потребите лей, внешнего и перекрестного субсидирования не существует. На всех представ ленных рынках газа существует определенный контроль или регулирование цен и тарифов. В тоже время, такой контроль (регулирование) имеет различные формы.

В условиях конкурентной среды (Великобритания, Германия) регулирование (кон троль) в целом незначительны. В условиях монопольного (доминирующего) поло жения структур отрасли (Франция, Аргентина) такое регулирование осуществля ется в полном объеме. Газовые отрасли, включая их структуры и осуществляемое регулирование, находятся в процессе постоянных изменений. При этом основной тенденцией является развитие конкуренции, а также защита прав потребителей.

Несомненно, что методы и схемы регулирования в газовых отраслях зару бежных стран, основанные на общих принципах, не являются безусловными к "ко пированию" и реализации в условиях России. Однако основные принципы такого регулирования, а также трансформационные процессы, происходящие в газовых отраслях этих стран, должны быть тщательно изучены и проанализированы с це лью формирования рациональной системы ценового и налогового регулирования в газовой отрасли России.

ГЛАВА 2. ПРОБЛЕМЫ ЦЕНОВОЙ И ТАРИФНОЙ ПОЛИТИКИ В ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ 2.1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Система газоснабжения России - основополагающий элемент националь ной экономики, от надежного и эффективного функционирования которого непо средственно зависит ее нормальная работа и жизнеобеспечение всех граждан России. Газовая отрасль занимает 8% в структуре ВВП, обеспечивает значитель ную часть доходов бюджета, а также более 18% поступлений валютной выручки государства за счет экспортных поставок газа (45% в структуре экспорта топлива).

В России ежегодно потребляется (с учетом расхода газа на технологические нуж ды системы газоснабжения) 410 млрд. куб. м газа, или более 70% от всего объема газа, добываемого в стране. Масштабы внутреннего рынка, начиная с 1998 года стабильны, и имеют тенденцию к росту (3,5% в год). Газ составляет 50% в струк туре баланса первичных энергоносителей в стране, и будет оставаться основным топливным ресурсом. (Газпром, 2003) Динамичное развитие газового сектора способно обеспечить поступатель ное движение и другим отраслям экономики. В условиях наметившегося экономи ческого подъема обеспечение газом платежеспособных российских потребителей представляется одной из основных задач по модернизации экономики и обеспе чению ее поступательного развития. Одной из основных задач, поставленных в данной работе, на основе анализа современного состояния газовой отрасли, оценки ее потенциала, выявления основных проблем и диспропорций, сформули ровать основные принципы и приоритетные направления развития полноценного рынка газа, условия и этапы его формирования.

Современное состояние сырьевой базы газовой отрасли Начальные суммарные ресурсы газа России составляют 236,1 трлн. м 3, в том числе 160,3 трлн. м3 на суше и 75,8 трлн. м3 на шельфе. Из общего объема суммарных ресурсов на 1.01.2001 г. накопленная добыча составила 12,3 трлн. м или 5,2%, разведанные запасы категорий А+В+С1 (по предварительным данным) 46,9 трлн. м3 (19,9%), категории С2 - 17,0 трлн. м3 (7,2%), перспективные и про гнозные ресурсы категорий С3+Д1+Д2 - 159,9 трлн. м3 (67,7%), из которых к катего рии малоизученных (Д2) относится 77,2 трлн. м3 или 32,7%. Ресурсы газа, которые наиболее перспективны для освоения, оцениваются в 100 трлн. м3, в том числе по Западной Сибири - около 51 трлн. м3 (Северные районы). (Доклады МПР, 2001 и 2002;

В.Н.Баранов, 2003) Сырьевая база природного газа в России, как ее разведанная, так и про гнозная часть, вполне достаточна и надежна для обеспечения значительных объ емов добычи газа. Этих запасов и ресурсов достаточно, по крайней мере, на 80 100 лет для обеспечения постоянной добычи газа в размере 700 млрд. м 3 в год.

(А.И.Гриценко, Н.А.Крылов, В.В.Аленин, В.П.Ступаков, 2001) Таблица Суммарные ресурсы газа России (трлн. м3) Запасы Нако- Ресурсы Разве Выра (1.01.2001 г.) Сум плен- перспектив- дан- ботан марные Разве- Предвари Регионы ная ные (С3) и ность ность ресур- данные тельно добы- прогнозные запа сы (СР) А+В+С оцененные ча (Д) СР % сов, % С Россия, в т.ч.: 236,1 12,3 46,9 17,0 159,9 25,1 20, Европейские 18,3 2,4 4,8 1,4 9,7 39,3 33, районы Западно 97,8 9,8 35,5 8,8 43,7 46,3 21, Сибирский Восточно 32,3 - 1,5 1,8 29,0 4,6 Сибирский Дальнево 11,9 0,1 1,3 1,1 9,4 11,8 7, сточный Шельф 75,8 - 3,8 3,9 68,1 5,0 % по России 100,0 5,2 19,9 7,2 67,7 - Источник: В.Н.Баранов. Частный газовый бизнес в России: настоящее и будущее в условиях реформ. - М.: «Нефть и газ», В настоящее время в России выявлено 786 месторождений (запасы 46, трлн. м3), в т.ч. находятся в разработке: 351 (44,7%) с запасами 21 трлн. м (44,8%);

подготовлено к разработке 66 (8,4%) с запасами 17,8 трлн. м 3 (38%);

на ходятся в разведке 200 (25,4%) с запасами 7,9 трлн. м3 (16,8%), законсервировано 169 (21,5%) с запасами 0,19 трлн. м3 (0,4%). Однако по структуре и качеству ме сторождения неоднородны. Качество ресурсов (запасов) природного газа опреде ляется удельными затратами на их разведку, освоение и добычу. Удельные кап вложения и себестоимость добычи – «цена газа на устье скважины» зависят от геологической структуры объектов, глубины их залегания, добычных возможно стей скважин и объектов, а также инженерно-геологических условий и территори ального размещения месторождений.

Из разведанных запасов около 34 трлн. м3 (72%) относятся к категориям средне- и малоэффективных, включая: глубокозалегающие (более 3 км) залежи 6,7 трлн. м3;

удаленные от магистральных газопроводов (более 500 км) - 17 трлн.

м3;

содержащие сероводород - 4,1 трлн. м3;

низконапорный газ - 6,1 трлн. м3. Оче видно, что себестоимость добычи газа новых месторождений будет намного больше, чем «старого» газа.

Сырьевая база природного газа в России имеет благоприятные перспекти вы для увеличения разведанных запасов газа при проведении соответствующих объемов поисковых геологоразведочных работ. Прирост запасов природного газа в России до 1990 года значительно опережал его добычу. (Энергетическая стра тегия, 2003;

Глаголев А.И. и др., Доля запасов газа ОАО «Газпром» в запасах составляет 63,9%. Из общего объема разведанных запасов газа категорий А+В+С1 на районы европейской час ти приходится 4,8 трлн. м3 или 10,2%, Западной Сибири 35,5 трлн. м3 (75,7%), Восточной Сибири и Дальнего Востока - 2,8 трлн. м3 (6,0%), шельфа - 3,8 трлн. м или 8,1%. Из общего объема разведанных запасов газа России в распределенном фонде находится 38,7 трлн. м3 или 82,7%, в нераспределенном фонде – 8,1 трлн.

м3 или 17,3%. Добыча природного и попутного газа в целом по России составила в 2002 г. 596,7 млрд. м3, в том числе по ОАО «Газпром» 521,9 млрд. м3.

Прирост запасов газа по России в 2000 г. составил (с учетом разведки и пе реоценки) по предварительным данным 793,1 млрд.м3. Шесть месторождений (Уренгойское. Медвежье. Комсомольское, Оренбургское, Астраханское, Ямбург ское) обеспечивают 76.7% российской добычи газа, в том числе около 57.4% про изводится на 2-х месторождениях ЯНАО, которые находятся в состоянии естест венного падения добычи по причине выработанности запасов. Прогнозируемое снижение добычи газа на 3 основных месторождениях (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье) составит (начиная с 2001) года 50 млрд. куб. м в год. Компенсировать падение добычи может освоение месторождения «Заполярное». Годовая добыча газа на этом месторождении согласно планам Газпрома составит 100 млрд. куб. м и позволит компании выйти на общий объем добычи в 530 млрд. куб. м. Возмож ный дополнительный объем добычи газа на месторождениях полуострова Ямал оцениваются в 130 млрд. куб. м в год.

Прогнозируемые объемы добычи газа в стране будут существенно разли чаться в зависимости от варианта социально-экономического развития России.

При сочетании благоприятных внутренних условий и факторов (оптимистический и благоприятный вариант развития) добыча газа может составить порядка 645- млрд. м3 в год в 2010 году и возрасти до 710-730 млрд. м3 в год в 2020 году. При развитии по критическому варианту добыча начнет сокращаться уже в ближайшее время и стабилизируется к 2010 году на уровне 550-560 млрд. м3 в год и лишь во втором десятилетии начнется ее рост с достижением к 2020 году уровня первой половины 90-х годов XX века (610 млрд. м3 в год) Необходимо отметить, что в рассматриваемой перспективе ожидается су щественный рост объемов добычи газа независимыми производителями: с 71, млрд. м3 (12%) в настоящее время (2002 г.) до 115-120 млрд. м3 (18%) в 2010 г. и 170-180 млрд. м3 (25%) в 2020 г. Таким образом, прирост добычи газа обеспечат независимые производители, а добыча по ОАО «Газпром» будет оставаться ста бильной на протяжении всего рассматриваемого периода (Энергетическая стра тегия, 2003;

Глаголев А.И. и др., 2003) Прогноз развития сырьевой базы газовой промышленности базируется на высокой количественной оценке нефтегазоносности недр России в таких регио нах, как Западная Сибирь, Восточная Сибирь и Дальний Восток, Прикаспийская впадина, акваторим континентального шельфа. Из общего объема неоткрытых ресурсов на регионы Западной Сибири приходится 27,3%, Восточной Сибири и Дальнего Востока - 24%, европейских районов - 6,1%, шельфа - 42,6%.

Основная часть наиболее достоверных прогнозируемых ресурсов углево дородов (категорий С3 и Д1) сосредоточена на шельфе с глубиной дна моря до м и в разновозрастных осадочных отложениях, залегающих на глубинах до 4-5 км, т.е. технически доступна для бурения. НСР свободного газа шельфа составляют 32% от общероссийских НСР, неразведанные ресурсы - 42%. Степень разведан ности НСР газа всех шельфов России составляет 5%.

В XXI веке еще более обострится проблема обеспечения газом европей ской части России. Потребности европейской части России, а также экспорт на за пад, будут обеспечиваться запасами месторождений Западной Сибири, акваторий Баренцева и Карского морей и собственными ресурсами. (Доклады МПР, 2001 и 2002;

Глаголев А.И. и др., 2003) По нашему мнению, ресурсы Восточной Сибири, где имеются благоприят ные перспективы для создания новой крупной сырьевой базы добывающей про мышленности, из-за удаленности не будут оказывать непосредственного влияния на газообеспечение промышленных центров. На востоке формируется автоном ная сырьевая база для покрытия сравнительно невысоких внутренних потребно стей региона и экспорта газа в сопредельные государства. Развитие газодобы вающей отрасли в восточных районах будет из-за отсутствия крупных отечест венных потребителей ориентировано на экспорт, главным образом, в страны Ази атско-Тихоокеанского региона с фокусом на Северо-Восточную Азию.

Северные районы. Суммарные начальные ресурсы газа в северных рай онах европейской части России оценены в объеме 2,4 трлн. м3. Разведанность ресурсов к 2001 году составляет 56%. Такая степень разведанности свидетельст вует о том, что регион уже прошел этап крупных открытий, характеризующейся высокой эффективностью поисково-разведочных работ, и в дальнейшем подго товка запасов будет связана с большими затратами бурения, поскольку глубоким бурением регион изучен неравномерно.

Северо-Кавказский район. Начальные суммарные ресурсы газа Северного Кавказа оценены в 2,02 трлн. м3. Регион является наиболее изученным в России.

Накопленная добыча в нем (675 млрд. м3) вдвое превышает разведанные запасы (320 млрд. м3). Разведанность ресурсов составляет 59%. Перспективы открытия небольших по запасам месторождений имеются в Краснодарском, Ставрополь ском краях, в Дагестане.

Программой «Газпрома» на Северном Кавказе добыча газа за 2010 годом не прогнозируется. Тем не менее, перспективы открытия мелких месторождений сохраняются. В регионе за 2001-2100 годы можно открыть не менее 400 месторо ждений с общими запасами порядка 360 млрд.м3. (А.И.Гриценко, Н.А.Крылов, В.В.Аленин, В.П.Ступаков, 2001) Уральский район. Уральский район объединяет Предуралье и российскую северо-восточную часть Прикаспийской впадины с обрамлением. Оренбургское газоконденсатное месторождение, открытое в 1966 году, выработано на 52%. На его базе создан и действует газо-химический комплекс производительностью млрд. м3. В настоящее время комплекс загружен на 50%, перерабатывает около 20 млрд. м3 газа в год. Месторождение и весь регион находятся в режиме падаю щей добычи. Основная часть скважин пробурена в нефтеносных районах. Потен циальные ресурсы газа Уральского региона оценены в 3655 млрд. м3 и разведаны на 60%. Практически все ресурсы представлены сероводородсодержащим газом.

Это обстоятельство осложняет технологию его добычи и транспортировки. В ре гионе возможен лишь небольшой прирост запасов, причем все вновь открывае мые месторождения будут мелкими. Тем не менее, развитая инфраструктура и близость добычи к потребителям позволит Волго-Уральской провинции в течение ближайших 20 лет оставаться второй по значению сырьевой базой российской нефтегазовой промышленности.

Главным районом для расширения сырьевой базы будет Прикаспийская впадина с обрамлением, включая Соль-Илецкий свод. Все перспективы связаны с глубокозалегающим нефтегазоносным комплексом в подсолевых (докунгургских) отложениях. Открытие в 1979 г. крупнейшего Карачаганакского газоконденсатного месторождения в прилегающем районе Казахстана указывает на большие воз можности этой части Прикаспийской впадины. Однако выполненный с тех пор большой объем поисково-разведочных работ существенных результатов не дал.

В регионе в течение длительного времени не восполняются запасы, вследствие чего неизбежно дальнейшее падение добычи.

По прогнозам, к 2030 году годовая добыча упадет до 6 млрд. м 3, а к 2060 г.

до 3 млрд. м3. До конца столетия она может сохраниться на уровне 2-3 млрд. м3.

При этом будут вовлекаться в освоение ресурсы Башкортостана и Пермской об ласти. В этих регионах уже подготовлено около 100 млрд. м 3 сероводородсодер жащего газа.

По мнению ряда российских экспертов, таких как Дмитриевский А.Н., Крю ков В.А. и других, прирост запасов газа за все столетие может составить млрд. м3. Однако прирост в таких объемах слабо обеспечен прогнозными ресур сами. Степень разведанности НСР при этих показателях достигнет 74%. Наме ченный прирост запасов газа можно получить в результате бурения 1250 скважин средней глубиной 4000-4500 м. Общий объем бурения оценивается в 5200 тыс. м.

Поволжский район. Начальные суммарные ресурсы газа Поволжского района оценены в 10224 млрд.м3. Район расположен в пределах Прикаспийской впадины и ее обрамления. Практически все ресурсы представлены высоко серни стым газом, залегающим на больших глубинах. В южной части района в 1968 году открыто крупнейшее в Европе газоконденсатное месторождение, запасы которого достаточны для добычи более 100 млрд. м3 газа в год. Однако особый состав газа (до 25% Н2S и 20% СО2), требующий его глубокой переработки, а также отсутст вие технических решений для дальнего транспорта высокосернистого газа на не загруженные перерабатывающие предприятия ограничивают возможности добычи в адекватных запасам объемах. Кроме того, высокосернистый газ является сырь ем для химического производства. Оптимальный уровень добычи газа в течение всего XXI века прогнозируется в 20 млрд. м3. Для восполнения запасов газа целе сообразно прирастить 2,9 трлн. м3. Значительная часть этого объема будет подго товлена в ходе доразведки Астраханского месторождения, а также попутно с по исками бессернистого газа и нефтяных залежей в глубоких горизонтах впадины.

(А.И.Гриценко, Н.А.Крылов, В.В.Аленин, В.П.Ступаков, 2001) Западная Сибирь. Западная Сибирь - основной газодобывающий центр России. На нее приходится 92% общероссийской добычи газа. Основным газодо бывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямальско Ненецкий Автономный Округ, где сосредоточено 72% всех запасов России. Паде ние добычи в регионе прогнозируется только за 2030 годом.

Надым-Пуртазовский район. НСР оценены в 64,2 трлн.м3. К настоящему времени 48% их уже разведаны. Наиболее доступные для добычи ресурсы регио на (сеноманский комплекс) разведаны на 61%, а запасы его выработаны на 36%.

После открытий главных месторождений в 1966-1970 гг., когда за короткий срок были выявлены почти все месторождения-гиганты района, последовали открытия менее крупных месторождений. Средние запасы постепенно снизились к 1986 1990 гг. до 25 млрд. м3, а к 2000 г. до 8-9 млрд. м3. В дальнейшем до 2030 г. сред ние запасы месторождений прогнозируются на уровне 8 млрд. м3, в период 2030 2060 гг. - 4 млрд. м3, а за 2060 г. - 2 млрд. м3. Прирост запасов может составить в XXI веке 9,0 трлн. м3, в т.ч. до 2030 г. - 6 трлн. м3. Годовая добыча в районе упа дет с 530 млрд. м3 в 2000 году, до 310 млрд. м3 в 2030 году. Падение добычи газа ожидается уже с 2006 года.

Ямальский район. Суммарные начальные ресурсы газа на полуострове оценены в 20,7 трлн.м3. Разведанные запасы составляют 10,4 трлн.м3 и пока не разрабатываются. Это ближайший резерв газовой промышленности, который уже в конце первого десятилетия намечено использовать для компенсации падения добычи в Надым-Пуртазовском районе. Разведанность ресурсов региона - 50%, а основного, неокомского, комплекса - 66%. Структура неразведанной части позво ляет с большой степенью надежности прогнозировать прирост запасов газа до 2100 года в объеме около 4,5 трлн. м3, в том числе. 2,5 трлн. м3 в первое тридца тилетие. Разведанность НСР достигнет 72%, а выработанность запасов 60%. Не извлекаемая часть запасов газа в месторождениях полуострова Ямал в 2001 г.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.