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 || 6 | 7 |   ...   | 12 |

«МЕЖДУНАРОДНОЕ ОРГАНИЗАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ АГЕНСТВО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ...»

-- [ Страница 5 ] --

Развитие Нефтеперерабатывающие компании должны учитывать изменения структуры региональных потребления топлив на региональных рынках с учетом повышения железнодо рожных тарифов до полной окупаемости железнодорожных перевозок, а также рынков с учетом географических факторов. Важное значение будет иметь реструктури зация региональных рынков относительно нефтеперерабатывающих заводов, так как наблюдается значительное несоответствие мощностей заводов по от дельным регионам, характеризующимся различным уровнем и спектром потреб ления.

Торговля Россия традиционно экспортировала значительные объемы нефтепродуктов нефтепродуктами за пределы бывшего СССР и в страны бывшего СССР. Объемы экспорта и ас сортимент экспортируемых продуктов менялись, хотя преобладали в экспорте мазут и дизельное топливо (около 50 % общего экспорта в страны, не входив шие в бывший СССР). Экспорт мазута был одним из немногих подходов, поз волявших нефтеперерабатывающим компаниям смягчать накладываемые на них ограничения. Экспорт нефтепродуктов за пределы СССР достиг максимума в 1988 г., когда он составил 42,2 млн. т. Затем наступил период резкого падения экспорта до лишь 25,3 млн. т в 1992 г., после чего экспорт вновь стал увеличи ваться и достиг рекордного объема в 1997 г. - 58,4 млн. т. В 1998 г. вследствие низкого уровня цен на нефть на мировом рынке и высоких расходов на трубо проводный транспорт внутри России экспорт нефтепродуктов вновь уменьшился и снижался до августа, когда произошла девальвация рубля. В 1999 г. и 2000 г.

уменьшение транспортных расходов и улучшение условий закупок нефти в результате девальвации вновь привели к росту экспорта нефтепродуктов (58,4 млн. т в 2000 г.).

Нефтяные рынки России весьма значительно продвинулись вперед в отноше нии либерализации, хотя остаются крупные несоответствия внутренних цен на нефть и нефте-продукты относительно мировых цен, а также тарифов на железнодорожные перевозки нефти к нефтепортам для последующего экспорта (рис. 7). Вслед за девальвацией рубля в 1998 г., которая вновь привела к значи тельному снижению внутренних цен на нефть относительно мировых, нефте перерабатывающие компании получили искусственный стимул для экспорта максимально возможного объема нефтепродуктов. В 1999 г. правительство вве ло ряд административных ограничений на экспорт нефтепродуктов и восста новило экспортные пошлины, чтобы установить контроль над экспортом.

130 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Рис. 7. Цены на нефть и нефтепродукты в России в 1992-2000 гг.

В сентябре 2000 г. количественные ограничения были ужесточены, чтобы обес печить поставки нефтепродуктов (главным образом дизельного топлива) в пе риод уборочной кампании и для создания зимних запасов топлива (ограничения по котельному топливу действовали с сентября 2000 г. по апрель 2001 г.).

Устранение ценовых несоответствий на внутреннем рынке нефтепродуктов. Учитывая необ ходимость крупных инвестиций в модернизацию и обновление нефтеперерабатывающей про мышленности России, нефтяные компании должны отслеживать состояние нефтяных рынков и тенденции в изменениях спроса, чтобы принимать соответствующие инвестици онные решения. Нет сомнения, что доведение тарифов на железнодорожные перевозки и тру бопроводный транспорт нефтепродуктов до уровня окупаемости, отказ от квот на внутренние поставки нефтепродуктов и устранение несоответствий цен определенно правильно будут восприняты рынком. Необходимо стимулировать компании, чтобы они модернизировали свои нефтеперерабатывающие мощности строго на основе стоимостных (а не налоговых) расчетов с учетом ужесточающихся экологических стандартов.

Экономика Экспорт нефтепродуктов осуществляется по более низким в среднем ценам, чем экспорта нефти, так как в общем экспортируемом объеме по меньшей мере 50 % состав ляет относительно малоценный мазут. Транспортирование нефтепродуктов к нефтепродуктов нефтепортам по железной дороге обходится дороже, чем перекачка их по тру бопроводу, а последующая переработка связана с дополнительными расходами.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - За счет временной отмены пошлин на экспорт нефтепродуктов с целью ком пенсации роста цен на нефть и роста железнодорожных тарифов в 1995-1996 гг.

правительство создало прямые финансовые стимулы для экспорта нефтепро дуктов вместо нефти. Однако это привело не только к уменьшению доходов от экспорта нефти и прибылей для экономики в целом, но и к снижению доходов от взимания экспортных пошлин, так как пошлины на нефтепродукты ниже по шлин на нефть (в настоящее время пошлина на нефть составляет 34 евро/т, на легкие и средние дистилляты – 32 евро/т и котельные топлива – 27 евро/т). Та кая политика привела к потере доходов около 956 млн. долл. в 1999 г.

Стимулами, способствующими продолжению экспорта нефтепродуктов, явля ются политическое давление, оказываемое для поддержки сектора нефтепере работки, и необходимость финансирования процесса модернизации нефтеперерабатывающих предприятий. Тем не менее можно предположить, что экспорт нефтепродуктов будет уменьшаться. Работа нефтеперерабатываю щих предприятий с превышением объема местного спроса может привести к тому, что прибыли вновь станут уменьшаться, так как дополнительные затраты на переработку и транспортирование нефтепродуктов будут превышать прибыли от их экспорта. При продолжении правительственной политики поддержания экспорта нефтепродуктов одним из приоритетных направлений развития сектора нефтепереработки, как это показано в «Энергетической стратегии Рос сии на период до 2020 г.», становится улучшение качества вырабатываемых неф тепродуктов до мировых стандартов, чтобы поддержать их экспорт на европейский рынок.

Распределение Учитывая стабилизацию и тенденцию к устойчивому росту экономики России, продуктов можно предположить, что активность российских нефтяных компаний во все нефтепереработки большей степени будет переключаться на российский рынок, а экспорт будет уменьшаться. Весьма значительные изменения произошли в последние годы в системе распределения нефтепродуктов. После либерализации цен, прибыли в сферах нефтепереработки, транспорта и распределения нефтепродуктов бы ли весьма высоки, особенно в сфере розничной торговли нефтепродуктами. В результате многие российские нефтяные компании начали вкладывать сред ства в модернизацию и расширение их систем распределения за пределами их традиционных регионов. Особое внимание уделялось развитию систем рознич ной торговли нефтепродуктами, на что не требовались большие затраты, в от личие от разведки и разработки нефтяных месторождений. Хотя Министерство по антимонопольной политике (МАП) требует, чтобы ни одна компания не вла дела долей рынка более чем в 35 % в национальном масштабе, это же Мини стерство констатирует частое отсутствие конкуренции в регионах, когда одна компания владеет 80-90 % местного рынка. Главная причина создания такой ситуации заключается в том, что вертикально интегрированные нефтяные ком пании были образованы на основе существующих региональных распредели тельных компаний. К числу других причин можно отнести трудности создания условий для реальной конкуренции из-за необходимости крупных начальных 57. По данным Госкомстата, средняя экспортная цена российской нефти составляла в 1999 г. 111 долл/т против 91 долл/т за нефтепродукты.

132 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ капиталовложений при образовании новых компаний, сложности в получении необходимых разрешений и приобретении земли для сооружения объектов, недостаточную развитость межрегиональных структур транспорта нефти и нефтепродуктов (особенно продуктопроводов).

Вертикально Конкурентное давление со стороны небольших, но эффективно действующих участников рынка усиливается, некоторые из них уже проявляют себя как веду интегрированные щие силы на многих региональных рынках. К 1999 г. российские вертикально нефтяные компании интегрированные компании владели лишь примерно 30 % из 20-25 тыс. запра и распределение вочных станций на территории страны. Некоторые правительственные чинов нефтепродуктов ники посчитали, что главной причиной «бензинового кризиса» весной и летом 1999 г. является недостаточное присутствие интегрированных компаний на рын ке розничных продаж бензина. Тогдашний министр энергетики Виктор Калюж ный призвал принять «жесткие меры» по разрешению создавшейся ситуации, включая уменьшение поставок бензина независимым распределительным фир мам, чтобы создать предпосылки реорганизации рынка и перехода всех запра вочных станций под контроль крупных компаний.

Устранение препятствий к проникновению новых компаний на рынок распределения нефтепродуктов. Для обострения конкуренции на региональных рынках нефтепродуктов, которые остаются монополизированными, Министерство по антимонопольной политике должно продолжать политику, способствующую проникновению на эти рынки новых его участников.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - 5. ПРИРОДНЫЙ ГАЗ КРАТКИЙ ОБЗОР Газовая отрасль У России нет недостатка в газе. По существующим оценкам на Россию прихо дится треть мировых запасов природного газа, что позволяет обеспечить буду щие поставки на мировой рынок. Кроме того, существующая сеть газопроводов дает России возможность импортировать газ на экономически выгодных усло виях из Центральной Азии и стран Каспийского региона. Разведанные запасы природного газа достаточны для обеспечения его добычи в современных объ емах на ближайшие несколько десятилетий. Однако инвестиции в будущее про изводство – будь это внутренние или внешние – должны осуществляться заблаговременно.

Безопасность поставок может не оказаться главной для России проблемой в слу чае успешного проведения реформ систем ценообразования и налогообложе ния конца 1990-х годов. Россия в состоянии продолжать обслуживать существующий и расширяющийся экспортный рынок. И это действительно так, несмотря на выраженную ОАО «Газпром» и Правительством России обеспо коенность по поводу осуществимости и жизнеспособности проектов новых га зовых поставок и огромной зависимости от природного газа как России в целом (50 %), так и особенно электроэнергетики её Европейской части (более 70 %).

Транспортировка Экономическая стратегия Правительства и Комиссия по доступу к нефте- и га и доступ третьей зопроводам намечают постепенную либерализацию газовой промышленности.

Недискриминационные тарифы уже установлены, но также необходимо создать стороны условия для доступа к газотранспортным системам. Усилив правовую систему, правительство достигнет своей цели – создания конкурентных условий при про изводстве и продаже газа. Основной акцент делается на вовлечении новых про изводителей и продавцов газа – независимых компаний и вертикально интегрированных нефтяных компаний – на рынок природного газа путем предо ставления им доступа к сети газопроводов ОАО «Газпром». Быстрота, с кото рой могут быть созданы условия для конкуренции, и степень вовлеченности новых компаний будет зависеть от успешности проведения реформ и проявле ния политической воли, необходимой для создания стандартов руководства и обязательной прозрачности в деятельности структур, имеющих прямой инте рес в газовом секторе.

134 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ Российский рынок С 1995 по 2000 год цены на газ на Российском рынке не продвигались по на природного газа: правлению к международным уровням, определяемым европейскими ценами на импорт. Даже в 1995 году, когда цены на газ для промышленности в России были спрос, цены, наивысшими, они составляли меньше 60 % среднеевропейских цен импортно налоги и платежи го газа, но все же были выше затрат на доставку. После 1997 года цены упали до 20 % от уровня европейских цен на импортный газ, едва покрывая затраты на доставку. Цены на газ для населения были еще существенно ниже. Основные Положения Энергетической стратегии России до 2020 г. предусматривают рост цен на 350 % к 2005 году и достижение их равновесия с ценами газа на европейском рынке на импортный газ к 2007 году. Согласие на поднятие цен, связанное с не медленным переходом на оплату в денежной форме, обеспечит более чем до статочный стимул для существенных новых инвестиций как в сокращение спроса на газ на Российском рынке, так и в увеличение его поставок за рубеж. Однако подобный рост цен в то же время может привести к многочисленным банкрот ствам, особенно в отраслях промышленности с высоким потреблением энергии, что в свою очередь повлечет за собой безработицу и социальную напряжен ность. Реформа системы налогообложения также требует осторожности при её осуществлении. ОАО «Газпром» является одним из самых высоко налогообла гаемых предприятий России: выплачиваемые «Газпромом» налоги составляют четверть государственных доходов от налогообложения.

Экспорт, В конце 1990-х годов экспорт природного газа рос медленно, но верно. Что ка совместные сается экспорта природного газа в страны СНГ, то торговая компания «Итера»

достигла почти такой же величины объемов поставок, что и ОАО «Газпром».

предприятия, Еще более существенным является то, что «Итера» организовала поставки и оплату экспортные газа из Центральной Азии остальными странами СНГ. Что касается экспорта газопроводы и газа на Европейский рынок, то основной проблемой в последние пять лет транзит является его транзит через Украину. Случаи несанкционированного отбора рос природного газа сийского газа по пути в Европу заставили ОАО «Газпром» приложить усилия к строительству трубопровода в обход Украины. Строительство газопроводов «Ямал-Европа» и «Голубой Поток» – результат этой деятельности. Когда их со здание будет завершено, экспорт российского газа в Европу возрастет ориенти ровочно до 200 млрд.куб.м в год к 2008 году (в 2000 году – до 130 млрд.куб.м), это при условии, что Украина позволит и дальше использовать ее территорию для транзита газа в Европу. На этом амбиции «Газпрома» на текущий момент и закончатся: максимальный предполагаемый объем экспорта к 2020 году соста вит 220 млрд.куб.м.

После 2010 года экспортные приоритеты, возможно, изменятся в сторону Ази атского рынка. Многочисленные проекты нацелены на продажу газа в Китай, Японию и Корею из месторождений на Сахалине, Иркутской области и Рес публики Саха. Международные корпорации являются основными держателями акций в Иркутском и Сахалинском проектах. В настоящее время «Газпром» на прямую не вовлечен в эти проекты, но выказывает явный интерес к участию в них, а также к организации собственного экспорта природного газа в страны Азии.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - Будущее ОАО В российской газовой промышленности ведущая роль принадлежит ОАО «Газпром» «Газпром» – крупнейшей газовой компании мира. В 2000 году она обеспечивала 20 % доходов федерального бюджета и около 20 % поступлений в конвертируе мой валюте. Поспешная и плохо продуманная реструктуризация ОАО «Газпром»

очень рискованна и может дестабилизировать всю российскую экономику.

Заявленная стратегия Правительства – «освобождение менеджмента» – заключа ется в том, чтобы в ближайшие годы обеспечить финансовую и организацион ную независимость сети газопроводов, принадлежащих ОАО «Газпром», от его добывающих предприятий для поощрения конкурентной борьбы и обес печения недискриминационного доступа к системе подачи газа. Основным не достатком является отсутствие детального графика проведения реструктуризации и отсутствие координации с ценовой реформой. Заседание нового состава Со вета директоров «Газпрома» под непосредственным контролем Президента Российской Федерации, состоявшееся в июне 2001 года, отдало Правительству большинство мест в Совете. Основным фактором, определяющим дальнейшую политику ОАО «Газпром», будет скорость замены руководства компании.

ГАЗОВАЯ ОТРАСЛЬ Запасы и Газовая промышленность была базовой в российской энергетике в период пе производство рехода к рыночной экономике, особенно с момента развала СССР в 1991 году.

Производство газа за последние 10 лет снизилось менее, чем на 10 %, в отли чие от других секторов экономики, где производство снизилось очень резко.

Поддержание высокого уровня производства и относительно низкого уровня цен по сравнению с другими видами топлива позволило газовой промышлен ности иметь долю в российском энергетическом балансе почти в 50 %. Спрос на газ на Российском рынке, упавший до самой низкой отметки в 1998 году – на 18 % ниже уровня 1991 года – все время повышается. За 1995-2000 годы экспорт российского газа в Европу вырос более чем на 10 %, а экспорт в страны бывшего СССР за тот же период времени вырос на 20 %, в том числе и за счет реэкспорта газа из Центральной Азии, производимого компанией «Итера».

ОАО «Газпром», крупнейшая в мире газовая компания, является ведущей на Рос сийском рынке. Это частная компания, но контрольный пакет акций компании принадлежит Правительству России.

В 2000 году ОАО «Газпром»:

I производил 90 % российского газа;

I фактически контролировал весь газ, транспортируемый по газопроводам высо кого давления большого диаметра;

58. На 28 декабря 2000 года держателями акций компании являлись: Правительство РФ (38,37 %), российские ор ганизации (33,64 %), российские частные держатели акций (17,68 %) и иностранные инвесторы (10,31 %, включая 3,5 % акций, принадлежащих «Рургазу»). Ежегодный отчет Газпрома за 2000 год, стр.17.

136 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ I контролировал весь экспорт газа в Европу;

I обеспечивал 20 % доходов федерального бюджета и около 20 % доходов в кон вертируемой валюте.

Запасы В январе 2001 года по официальным данным запасы российского газа оценива лись в 46,9 триллионов кубических метров, что составляет чуть меньше трети мировых доказанных запасов газа. Доля ОАО «Газпром» в этих запасах со ставляла 64 % или 29,9 трлн.куб.м. С 1997 года запасы газа, принадлежащего «Газ прому», были подвергнуты независимой экспертизе по международным стандартам. Переоценку вела компания, специализирующаяся на аудите запасов в целях приведения их в соответствие с западной классификацией «доказанных и вероятных» запасов. Проведенная проверка 84 % месторождений, принадле жащих Газпрому, выявила 19,4 трлн.куб.м доказанных и вероятных запасов. За пасы природного газа несколько уменьшились в 1990-х годах из-за снижения инвестиций в разведку месторождений по сравнению с темпами производства.

Но даже исходя только из доказанных и вероятных запасов ОАО Газпром, про изводство газа может продержаться на уровне 2000 года в течение больше, чем 40 лет. Если опираться на официальные российские данные о запасах газа, то газовых ресурсов страны может хватить на срок до 80 лет.

Производство Российское производство газа упало с 643 млрд.куб.м (пиковый 1991 год) до 571 млрд.куб.м в 1997 году;

в 1998 году производство наладилось и составляло 591 млрд.куб.м (Таблица 5.1). В целом, российское производство газа в после дующем постепенно снижалось. У ОАО «Газпром» производство резко упало (более чем на 20 млрд.куб.м в 2000 году), чем вызвало усиление спекулятивных настроений о том, что существенное и необратимое снижение производства было неизбежным. ОАО «Газпром» прогнозирует дальнейшее снижение производ ства, которое может, в лучшем случае, стабилизироваться к 2020 году на уровне производства 1999 года. Если расчеты верны, рост производства российского газа в промысловых регионах будет осуществляться не за счет ОАО Газпром, а за счет новых разработок в Восточной Сибири и Дальнего Востока (где в на стоящее время производство газа слабо налажено) независимыми производите лями и совместными предприятиями. Чтобы поддержать текущий уровень производства вопреки прогнозируемому снижению на разрабатываемых ме сторождениях, в последующие два десятилетия необходимо начать эксплуата цию новых мощностей. Прежде чем Надым-Пур-Тазовский район начнет производство газа из местных месторождений (в лучшем случае, через пять-семь лет), планы разработки должны быть тщательно проверены и утверждены.

Прогнозируемое производство газа согласно Энергетической стратегии России, отраженное в Таблице 5.2, показывает, что общий уровень добычи повысится в последующие десять лет максимум на 20 %, причем Восточная Сибирь и Даль ний Восток составят около трети этого роста. В таком случае производство газа из месторождений Надым-Пур-Тазовского района в Западной Сибири, 59. Хотя цифры, предоставляемые российскими источниками, нельзя назвать точно сопоставимыми с западной клас сификацией «доказанных и вероятных» запасов.

60. Ежегодный отчет «Газпрома» за 2000 год, стр.25.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - Таблица 5.1 Производство природного газа российскими компаниями, 1995-2000 гг. млpд.куб.м 1995 1996 1997 1998 1999 2000* 594,8 601,0 570,5 590,7 590,8 584, Российская Федерация В том числе:

559,5 564,7 533,8 553,7 551,0 523, ОАО Газпром – Западная Сибирь (Надым-Пур-Таз), в том числе: 519,2 526,9 496,4 515,3 507,1 487, • Уренгойгазпром 242,9 242,2 227,2 223,8 209,1 193, • Ямбурггаздобыча 177,8 176,5 169,3 179,6 175,9 168, • Надымгазпром 64,4 65,3 54,0 65,1 72,4 72, • Сургутгазпром 34,1 40,3 45,8 46,7 49,7 49, – Европейская часть России • Оренбурггазпром 30,8 28,7 27,0 25,5 24,8 24, Другие компании, в том числе:

2,0 6,6 17, Итера 6,1 6,1 5,7 5,8 6,0 6, Восточно-Сибирские компании 29,0 29,1 29,4 28,9 29,6 32, «Нефтяные» компании *данные, предоставленные Инфотэк, могут отличаться от предыдущих лет.

Источники: за 1995-1999 годы - МЭА и А.М. Мастепанов, Топливо и энергетика России. Ежегодный статистический сборник, Министерство энергетики, 2000;

2000 год - Минэнерго и Инфотэк.

составлявшее более 85 % общей добычи по России в 2000 году, едва ли увели чится. Разработка новых месторождений здесь только компенсирует снижение производства на трех эксплуатируемых в настоящее время месторождениях-ги гантах. Предполагается, что за последующие двадцать лет эти три месторожде ния, на которые приходилось 80 % добычи газа в 1999 году, резко снизят свою продуктивность. Производство газа на разрабатываемых месторождениях к году достигнет примерно 142 млрд.куб.м, что составляет 20-22 % прогнозируе мого на этот год производства. Газ, добываемый в Надым-Пур-Тазовском рай оне, первым делом будет замещен газом из месторождений Баренцева моря (шельфовое Штокмановское месторождение), а после 2015 года - газом с ме сторождений полуострова Ямал.

Таблица 5.2 Прогноз производства газа в России в 2000-2020 годы (Доля регионов* в процентах от общей добычи) 2000 2005 2010 2015 584 580-600 615-655 640-690 660- Россия, млрд.куб.м 7% 6% 13 %-14 % 13 %-14 % 17 %-18 % Европейские регионы – – 65 % 63 % 70 % – Баренцево море** 91 % 92 %-93 % 81 %-83 % 79 %-81 % 75 %-76 % Западная Сибирь 87 % 95 %-96 % 95 % 94 % 80 %-84 % – Надым-Пур-Таз – – – – 11 %-16 % – Ямал 1% 1% 2 %-3 % 2 %-3 % 4% Восточная Сибирь – – 60 %-73 % 80 %-81 % 80 %-81 % – Иркутск 1% 1% 1 %-3 % 2 %-3 % 2 %-3 % Дальний Восток 47 % 50 % 50 %-60 % 25 %-45 % 31 %-40 % – Республика Саха 53 % 50 % 40 %-50 % 55 %-75 % 60 %-69 % – Сахалин * Доля регионов в производстве газа взята из мартовского варианта проекта Энергетической Стратегии (март, 2000 г.).

**Штокмановское месторождение.

Источник: Основные Положения Энергетической стратегии России до 2020 г., нoябpь, 2000 г.

138 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ Основные Положения поднимают два вопроса в сценарии развития производства согласно Энергетической Стратегии: проектирование общего производства и отдельно - производства в Сибири, в особенности там, где речь идет о сниже нии производства на месторождениях-гигантах. Признание, что объемы про изводства в первую очередь определяются общей экономической ситуацией и уровнем внутренних и экспортных цен и налогов, а лишь затем - наличными ресурсами, абсолютно справедливо и является хорошим знаком в свете измене ний последнего времени. С другой стороны, ожидания практически стабиль ного производства на всех месторождениях до 2005 года с последующим медленным его ростом в течение 15 лет, могут показаться весьма оптимистич ными. Тем не менее, приветствуется тот факт, что прогнозы последних 30 лет, исходившие из роста производства до более чем 700 млрд.куб.м газа к 2010 году и до 800-1000 млрд.куб.м к 2020 году, что могло бы быть только в условиях полного вовлечения в эксплуатацию всех ресурсов, наконец считаются эконо мически нереалистичными. Развитие производства и поставок в будущем будет зависеть от возможностей и желания потребителей – местных или зарубежных – оплачивать достаточно высокую цену, необходимую для поддержания требу емых инвестиций.

Не совсем ясно, почему ОАО «Газпром» и Правительство России ожидают столь резкий спад на месторождениях-гигантах Сибири (см. Карту 4). Взятая как ис торический пример кривая спада добычи на Медвежьем месторождении - не обя зательно показатель того, что два других месторождения постигнет та же участь.

На рис. 8 показано, что на Медвежьем месторождении (на котором ещё оста лось 22 % газовых запасов сеномана ) «полка» добычи держалась почти двена дцать лет, после чего в течение восьми лет наблюдался незначительный спад добычи. До сих пор, двадцать лет спустя после выхода на «полку» добычи, объ ем производства здесь составляет около половины добычи в годы «полки». Для сравнения, через тринадцать лет после пика добычи на Уренгойском место рождении объемы производства на нем снизились примерно на одну треть. На Ямбургском месторождении добыча на «полке» держалась только шесть-семь лет. Тем не менее, к 2000 году подготовленными к добыче остались 43 % сено манских залежей на Уренгое и 54 % - на Ямбурге, то есть суммарно около пяти триллионов кубических метров газа.

Критические суждения относительно спада производства на этих месторожде ниях высказывались в связи с тем, что увеличение объемов производства газа в Советское время могло негативно сказаться на окончательной способности ме сторождений к восстановлению. Но очевидность этого суждения далеко не до казана. При соответствующих инвестициях в производственную инфраструктуру снижение производства на Медвежьем было приостановлено, так что нет при чин, по которым это не может быть сделано также на Уренгойском и Ямбург ском месторождениях. Пять триллионов кубометров запасов сеномана плюс три триллиона более глубоких валанжинских и неокомских залежей, позволяют надеяться на достаточность запасов даже при очень высоком уровне производ ства. Добыча газа из глубоких горизонтов месторождений гораздо сложнее и 61. Сеноманские залежи газа сосредоточены на верхних, неглубокозалегающих горизонтах месторождений.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - Рис. 8 Кривые производства природного газа: Уренгойское, Медвежье и Ямбургское месторождения требует больших инвестиций, тем не менее значительные объемы газа могут быть доступны в течение 20 лет. Исходя из этих данных, представляется не справедливо пессимистичным прогноз, изложенный в Энергетической страте гии, предполагающий падение производства с более чем 400 млрд.куб.м в год к концу 1990-х до примерно 120 млрд.куб.м к 2020 году. Ключевой вопрос за ключается в следующем: смогут ли быть произведены все необходимые инве стиции, а это, как уже было отмечено выше, в свою очередь, будет зависеть от того, как оценивается окупаемость этих вложений.

Если Уренгойское и Ямбургское месторождения действительно испытают про гнозируемый Стратегией спад, в последующие 20 лет потребуется ввести в экс плуатацию около 300 млрд.куб.м новых производственных мощностей. Одной из мер может стать открытие новых месторождений в Западной Сибири, где про изводственные затраты будут выше, чем на трех разрабатываемых сегодня гиган тах. Еще одним гигантским месторождением может стать Заполярное (3,4 трлн.куб.м с «полкой» добычи, равной 100-150 млрд.куб.м в год), эксплуата ция которого намечалась в конце 2001 года. ОАО «Газпром» и «Shell» создали 62. Показатель в 120 млрд.куб.м отражает расчеты Стратегии, по которым общий объем производства на разраба тываемых месторождениях составит около 142 млрд.куб.м к 2020 году. По некоторым вариантам Стратегии про гнозируется производство газа на трех месторождениях-гигантах к 2020 году в объеме только 83 млрд.куб.м.

140 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ совместное предприятие для добычи газа и жидких углеводородов из глубоких горизонтов этого месторождения.

Объем затрат на поставку газа потребителям напрямую зависит от транспорт ных расходов и, следовательно, от удаленности месторождений от существую щих магистральных газопроводов. Новые месторождения, расположенные около существующих производственных мощностей Надым-Пур-Тазского района, тре буют для соединения с существующими транспортными системами строитель ства новых газопроводов длиною до 300 км. Экономически это более привлекательный вариант, чем большие по размерам, но более удаленные ме сторождения полуострова Ямал, требующие строительства трубопроводов боль шей протяженности с приложением дополнительных усилий из-за особенностей ландшафта. Это основная причина, по которой ОАО «Газпром» и Энергетиче ская стратегия предполагают наращивание производства в Сибири на Каменно мысском месторождении, частично расположенном на Обской Губе, примерно в 150 километрах от Ямбургского месторождения. Его запасы оцениваются в 3-4 трлн.куб.м. Начало добычи намечено на 2007 год, к 2010 году предполага ется выйти на «полку» в 50-60 млрд.куб.м. Значительная часть малых и средних месторождений в районе Надым-Пур-Таза с запасами в 1,9 трлн.куб.м принад лежат Итере (или консорциуму, в котором «Итера» занимает главенствующую позицию). «Итера» прогнозирует довести объемы своего производства до 70-80 млрд.куб.м к 2010 году (см. вставку стр. 142).

За пределами Сибири самым перспективным, по оценкам Энергетической стра тегии, является Штокмановское месторождение в Баренцевом море - шельфо вое месторождение с тремя триллионами кубометров запасов. Для подачи газа со Штокмановского месторождения на рынки России и Европы потребуется строительство газопроводов значительной протяженности (см. Карту 5). Не смотря на высокие расходы для создания производственной и транспортной ин фраструктуры для Штокмановского месторождения, Энергетическая стратегия рассчитывает на начало его разработки в 2010 году. До урегулирования органи зационных и финансовых вопросов это выглядит весьма смелым утверждением.

Штокмановское месторождение - единственное в районе Баренцева и Карского морей, где начало производства ожидается до 2020 года. Энергетиче ская стратегия отмечает тот факт, что месторождения-гиганты на полуострове Ямал, освоение которых обсуждалось начиная с 1980-х годов, в полтора раза дороже в эксплуатации, чем Штокмановское. Освоение месторождений на Ямале также осложняется проблемами окружающей среды из-за особенностей арктической области, где расположен полуостров.

В Европейской части России крупные месторождения газа находятся только на территории Астраханской области, где главным препятствием для их разработки является высокая стоимость заводов, необходимых для переработки газа с боль шим содержанием серы. Дальнейшее развитие Астраханского месторождения, где ОАО «Газпром» вместе с итальянской компанией ENI создал совместное предприятие, даст возможность осуществлять поставки газа по «Голубому по току» в Турцию. Немного удивляет, что Стратегия делает только легкую ссылку ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - на возможное развитие до 500 меньших месторождений на Европейской части России. Хотя большинство этих месторождений имеют запасы менее чем 20 млрд.куб.м и многие из них не отличаются большими добычными возмож ностями, их преимуществом является близость к рынкам, что позволяет рас считывать на более низкие производственные и транспортные расходы.

Проведение ценовой реформы могло бы дать существенный толчок для при влечения инвесторов к этим месторождениям: именно такие месторождения наи более привлекательны для независимых инвесторов.

Налоги и регулируемые цены препятствуют импорту газа из Центральной Азии и Каспийского региона для продажи на территории России. Поскольку газ из Центральной Азии поставляется через Россию в другие страны СНГ, импорт из этих стран должен быть более выгодным по сравнению с поставками газа с российских месторождений по новым линиям газопроводов.

Необходим поиск новых поставок из менее дорогостоящих источников, в том числе и ино странных, для подстраховки в условиях нехватки инвестиций и несовершенства налоговых и регулирующих условий. Серьезное внимание должно быть уделено возможности будущих по ставок из месторождений Надым-Пур-Тазовского района, прежде чем инвестиции канут в разработку месторождений с многомилионными долларовыми затратами, не обеспеченны ми гарантиями на отдачу. Искусственные налоговые и ценовые препятствия должны быть устранены по экономическим причинам, а также из-за того, что они не поощряют поставки газа из Центральной Азии на российский рынок.

Нет никаких признаков того, что проекты, направленные на повышение энер гоэффективности, были серьезно восприняты в качестве альтернативы допол нительным поставкам. В 1990-е годы такие проекты, обусловленные стоимостью и традициями (не)платежей, в большинстве своем не были состоятельными с позиции окупаемости. В 2000 году соотношение стоимость-платежи улучши лось, а предложенная ценовая реформа поставит на повестку дня энергетиче ски эффективные проекты, что также является далеко не последним пунктом в контексте гибких механизмов «совместного осуществления», предусмотренных Киотским Протоколом. Ярким примером энергетически эффективного и фи нансово привлекательного проекта может стать обновление и усовершенство вание ТЭЦ. Однако даже такие проекты останутся финансово вызывающими до тех пор, пока, соответственно, для покрытия издержек не поднимутся цены и не будут оплачены счета.

Проекты по повышению энергоэффективности должны быть рассмотрены и приняты как альтернатива дополнительным поставкам. Серьезное внимание должно быть уделено управ лению спросом на газ, а также повышению эффективности использования газа в качестве альтернативы дополнительным поставкам.

Прочие Независимые производители - явление для России новое. Впервые за всю ис производители торию развития советской и российской газовой промышленности один опре деленный производитель не доминирует в определении политики на будущее и ожидаемых объемов производства. Новая газовая компания «Итера» (см. вставку), 142 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ появившаяся в конце 1990-х, стала не только одним из важнейших поставщи ков газа в страны СНГ, но и поставщиком на Российский внутренний рынок.

«Итера»

«Итера» была основана в 1992 году как торговая компания, занимающая ся потребительскими товарами, а также нефтью и нефтепродуктами в бывших республиках СССР. На рынок газа «Итера» впервые пришла в 1994 году, после того как туркменские компании, с которыми она торго вала, смогли платить за поставляемые товары только газом. Таким обра зом, компания стала получать газ, а следовательно, была вынуждена организовать поставки и продажу газа потребителям в России и других странах СНГ. С такими начинаниями «Итера» стала постепенно расти. В 1999 году компания продала около 60,5 млрд.куб.м газа покупателям из СНГ и стран Балтии, а в 2000 году - уже 80 млрд.куб.м. С таким уровнем продаж «Итера» оказалась в первой шестерке газовых компаний в мире.

Продажи складывались из трех основных составляющих:

I Производство: в 2000 году компания производила около 18 млрд.куб.м газа. Предполагается, что к 2005 году её добычи возрастет до 50 млрд.куб.м, а к 2010 году - до 80 млрд.куб.м. Основное производство приходится на Губкинское и Восточно-Таркосальское месторождения в Западной Сибири.

I Покупка газа от российских производителей: ежегодно компания покупает 30 млрд.куб.м газа, который предлагается на комиссию региональны ми властями газодобывающего Ямало-Ненецкого округа в Сибири. В свою очередь, ОАО РАО «Газпром» предоставляет Округу газ в каче стве уплаты налогов, в том числе и налога на пользование недрами.

I Покупка газа из Центральной Азии: ежегодно в Центральной Азии «Ите ра» закупает 35 млрд.куб.м газа. В первую очередь это Туркменистан, а также Узбекистан и Казахстан.

В 2000 году на территории России «Итера» продала более чем 36 млрд.куб.м газа, поставленного потребителям в радиусе 1 400 км от месторождений, где газ был произведен. Больше половины этих продаж приходится на Екатеринбург (Свердловск), где у компании установлены хорошие рыночные связи. За пределами России самый большой рынок сбыта на Украине, куда в 2000 году компания поставила 32 млрд.куб.м га за. Далее идут Беларусь, Казахстан, Армения и Грузия, Молдова и стра ны Балтии (см. Таблицу 5.15). «Итера» входит в совместные предприятия по транспортировке и продаже газа в Армении, Азербайджане, Грузии, Латвии и Эстонии. Компания также предполагает соединить газопрово дом Грузию и Турцию, чтобы выйти за пределы стран СНГ, тем самым вступив в прямую конкуренцию с ОАО Газпром.

63. В начале 2001 года Счетная Палата России обязала ОАО Газпром прекратить выплату налогов в бюджет Яма ло-Ненецкого округа в виде газа. Это лишило Итеру одного из важнейших источников поставок.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - Уникальной чертой деятельности Итеры является не просто скорость, с которой она выросла, а способ, с помощью которого она преодолела пре пятствия неденежных расчетов и взаимозачетов, применяя навыки тор говой компании, занимающейся бартером. Компания приобретает и поставляет все виды товаров - продукты питания, промышленные това ры и металлы - в обмен на газ (эта манера ведения дел напоминает тради ционно советские методы). У компании также имеются существенные негазовые инвестиции: сталь (Молдова), пластмассы (Россия), золото (Монголия).

«Итера» очень быстро стала лидировать на Российском рынке газа и в странах СНГ. Этот факт, а также увеличение числа операций, произво димых компанией, стали причиной для распространения спекулятивных суждений о характере взаимоотношений Итеры и ОАО Газпром. Иногда на «Итеру» ссылаются как на подразделение Газпрома. Основные вопросы в этой связи можно сформулировать так:

I каким образом «Итера» вместе с консорциумом, в котором «Итера»

занимает главенствующую позицию, приобрела месторождения с об щими запасами в 1,9 трлн.куб.м газа ;

I на каких условиях Итера, как единственный крупномасштабный поль зователь газопроводной системы ОАО Газпром, занималась транспор тировкой газа;

I каковы отношения собственности между Советом «Газпрома» и «Итерой».

«Итера» не перестает утверждать, что суть ее взаимоотношений с ОАО «Газпром» такова:

I компания действует независимо от Газпрома;

I компания не покупает у «Газпрома» газ;

I за транспортировку газа оплата идет по установленным тарифам;

I ни ОАО Газпром, ни кто-нибудь из его сотрудников не обладает ни одной акцией «Итеры».

В 2001 году в ходе расследований, проводимых правительственной ауди торской комиссией России и аудитором «Газпрома» Price Waterhouse от носительно взаимоотношений «Итеры» и ОАО «Газпром», каких-либо достаточно серьезных несоответствий, которые могли бы повлечь за со бой действия правоохранительных органов, не было обнаружено.

64. Согласно данным компании Итера за 2000 год, 1,9 трлн.куб.м природного газа содержатся в Губкинском, Во сточно-Таркосалинском, Ново-Уренгойском, Южно-Русском и Береговом месторождениях.

65. «По информации Price Waterhouse Coopers отношения между Газпромом и «Итерой» не нарушают российское законодательство» - Нефтяной отчет агентства «Интерфакс», 3-9 Августа 2001 года, стр.19-20.

144 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ Российские нефтяные компании (и их предшественник - Министерство нефтя ной промышленности) всегда производили существенные объемы газа одновре менно с добычей нефти и попутного газа. В Таблице 5.1 показано, что с года российские нефтяные компании увеличили производство газа, но это только 6 % из общего объема добычи газа в стране. Из Таблицы 5.3 видно, что произ водство попутного газа совместно с производством нефти было максимальным в 1990 году (более 38 млрд.куб.м), но из-за снижения добычи нефти к 1995 году упало до 25 млрд.куб.м и возросло до 29 млрд.куб.м к 2000г. В советское время объемы сжигаемого в факелах попутного газа приближались к объемам газа, собираемого и используемого. В переходный период ситуация улучшилась, но существующие возможности использования попутного газа для нефтяных ком паний все еще не слишком привлекательны, в первую очередь из-за недостаточ ного доступа к газоперерабатывающим заводам (см. ниже). Таким образом, доходы теряются, а выбросы в атмосферу оказываются выше, чем могли бы быть.

Другая потенциальная категория производителей газа включает иностранные компании, заинтересованные во вложениях в газовую промышленность. В про шлом Правительство и ОАО «Газпром» дали отпор зарубежным компаниям, основываясь на том, что нет никакого смысла последним производить то же, что российские компании с таким же успехом могут производить сами. За послед ние десять лет это мнение несколько изменилось. Иностранные компании были привлечены в виде совместных с ОАО «Газпром» предприятий или для участия в компаниях, организующих совместную деятельность для разработки особых месторождений или групп месторождений.

ОАО «Газпром» имеет три основных добычных совместных предприятия:

I с Shell для разработки глубоких горизонтов нефти и газа на Заполярном место рождении;

I с ENI для разработки глубоких горизонтов Астраханского месторождения, где присутствует газ с очень высоким содержанием серы;

I с группой зарубежных партнеров, таких как Conoco, Total/Fina/Elf, Norsk Hydro, Fortum Oil и Gas of Finland для разработки шельфового Штокмановского ме сторождения в Баренцевом море.

Для трёх совместных предприятий ОАО «Газпром» требуются производствен ные технологий, в настоящий момент не доступных Газпрому. Все проекты требуют огромных финансовых инвестиций, которые российский партнер не в состоянии обеспечить. Никто не спешит с принятием решений и в 2001 году по целому ряду причин, несмотря на то, что эти вопросы рассматриваются уже несколько лет.

Наиболее важные проекты, реализуемые на принципах совместной деятельно сти, осуществляются в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, в первую очередь это Сахалинские (1-6) и Ковыктинский проекты. АрктикГаз (Уренгой) 66. См. раздел «Энергетика и окружающая среда», в котором рассматривается проблема сжигания попутного газа в факелах российскими нефтяными компаниями.

67. Более подробно о совместных с ОАО Газпром предприятиях и стратегических альянсах в области газопереда чи, хранения и маркетинга см. в разделах «Экспорт, cовместные предприятия, экспортные газопроводы и транзит природнoгo газа».

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - – меньшее совместное предприятие с лицензией на Самбургский и Ево-Яхин ский участки, имеющие запасы природного газа в 919 млрд.куб.м. «Газпром» в настоящее время не участвует в Сахалинских проектах или проекте Русиа Пет ролиум (которая обладает лицензией на разработку Ковыткинского месторож дения.) «Газпрому» принадлежат 12 % акций АрктикГаза, который по сути является независимым производителем природного газа, осуществляющим свою деятельность без инвестиций Газпрома.

ТРАНСПОРТИРОВКА И ДОСТУП ТРЕТЬЕЙ СТОРОНЫ Магистральный Одной из величайших проблем всего российского энергетического сектора яв транспорт ляется возраст и состояние инфраструктуры. Из более чем 150 000 км трубо проводов высокого давления большого диаметра 70 % были построены до года, у более чем 19 000 км трубопроводов истек срок расчетной эксплуатации, и они нуждаются в замене. Потребности в капиталовложениях в газотранспорт ную систему еще более возрастут в последующие двадцать лет. Причем система газопроводов высокого давления, относящаяся к ведению ОАО Газпром, нахо дится в лучшем состоянии, чем система газопроводов низкого давления, находящаяся в собственности региональных и местных компаний со скудными инвестиционными ресурсами.

Согласно Основным Положениям, производство газа в Западной Сибири к году достигнет максимума в 557 млрд.куб.м, а, возможно, будет и ниже. К этому же году месторождения на Ямале будут производить максимум 60 млрд.куб.м, но сохранят потенциал для развития. В таком случае в предстоящие два десятиле тия, возможно, не будет необходимости в дополнительных магистральных тру бопроводах из Сибири на запад страны. К концу названного периода будет завершено строительство в лучшем случае двух новых газопроводов, соединя ющих месторождения Ямала с существующей сетью газопроводов в Ухте. Боль шинство инвестиций в системы газопроводов высокого давления может пойти на соединение новых месторождений с существующими трубопроводами, про веденными с востока на запад, а также их на замену и ремонт в связи с оконча нием срока службы. В Энергетической стратегии отмечена необходимость строительства (включая замену) к 2020 году 23 000 км трубопроводов и ком прессорных станций мощностью в 25 ГВт. Часть из них потребуется для новых экспортных проектов (см. ниже).

Распределение Во второй половине 90-х годов компании, занимающиеся поставками газа, были приватизированы и стали независимыми. Финансовые проблемы, в основном вызванные неплатежами, привели многие компании к банкротству, что, в свою очередь, стало причиной слияния многих из них. К 2000 году на рынке действовало около 378 распределительных компаний, что почти в два раза меньше, чем в начале 90-х. Задолженность региональных распределительных 68. Имеется ощущение, что основное развитие на Ямале планируется на период после 2020 года.

146 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ компаний «Газпрому» привела к тому, что ОАО «Газпром» приобрел более по лусотни наиболее крупных распределительных сетей. В 1999 году ОАО «Газпром» принадлежало 54000 км распределительных трубопроводов. ОАО «Газпром» снабжал более чем семнадцатью млрд.куб.м газа два миллиона домо хозяйств, 10000 муниципальных и 1150 промышленных потребителей, а также 2500 систем централизованного теплоснабжения. К 2000 году, по оценкам са мого Газпрома, он обладал 10 % всей распределительной сети. Это расходится с тем, что было представлено относительно деятельности ОАО «Газпром» в Эко номической стратегии Правительства.

Вертикальное интегрирование ОАО «Газпром» в распределительный сектор должно быть остановлено. Хотя это естественное последствие задолженности распределительных ком паний Газпрому, его вертикальное интегрирование в дистрибьюторский сектор крайне неже лательно. «Газпром» должен отказаться от поглощения каких-либо распределительных компаний. Со временем от него могут потребовать избавиться даже от тех, которыми он владеет в настоящее время.

В Основных Положениях прогнозируется строительство 75 000 - 80 000 км рас пределительных трубопроводов к 2005 году, из которых 75 % будут в сельской местности и на Дальнем Востоке, куда поставки газа очень ограничены. Исходя из тех расценок и платежей, которые существовали в конце 90-х годов, было бы трудно подвести экономическую базу под такие инвестиции. Тем не менее, газификация в таких регионах, как Астраханская область или Архангельск про должается.

Хранение В 2000 году ОАО Газпром, являясь единственным обладателем подземных хра нилищ газа в России, использовал 22 объекта: 16 в истощенных газовых место рождениях и 6 в соляных пещерах. 1 января 2000 года объем этих газохранилищ номинально составлял 56,5 млрд.куб.м при средней суточной производитель ности в 387 миллионов кубических метров. У ОАО «Газпром» также есть до ступ к заграничным газохранилищам: на Украине (17,5 млрд.куб.м), в Латвии (1,9 млрд.куб.м) и Германии (1,5 млрд.куб.м). Компания планирует обновить и расширить существующие газохранилища и построить новые в некоторых стра нах СНГ, Восточной Европы и где-нибудь еще.

Интересной особенностью российского газового баланса (Таблица 5.3) стало увеличение активных запасов газа в подземных хранилищах в 1990-х годах. За исключением 1997 года, когда показатели были отрицательными, чистый еже годный прирост активных запасов в 1993-98 годах составлял порядка 9-13 млрд.куб.м. Валовой прирост активных запасов в хранилищах за 1990-е годы практически удвоился с менее чем 30 млрд.куб.м в 1990 году до более чем 50 млрд.куб.м в 1999. ОАО «Газпром» может разместить в хранилищах значи тельные объемы газа в случае отсутствия платежеспособного спроса. Исходя из 69. В Экономической стратегии хорошо прослеживается цель предотвратить овладение «Газпромом» контроля над распределительными организациями (занимающимися транспортировкой и/или поставками природного газа).

См. Центр Стратегических Исследований (2000 год): Стратегия развития Российской Федерации на 2010 год:

социально-экономический аспект, представленная Правительству Российской Федерации 25 мая 2000 года. Раз дел 3.5.1. 70. «Газпром» платит за право использования хранилищ газа за рубежом. В Германии они принадлежат ВИНГАЗу - подразделению АО «Винтерсхалл» и российского OAO Газпром.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - уровня на начало 1990-х годов, когда закачка газа в хранилища и его отбор были наконец сбалансированы, «Газпром» имеет возможность решать, что ему выгоднее: поставлять больше газа потребителям или закачивать его в подземные хранилища.

Таблица 5.3 Баланс природного газа в России в 1990-2000 годах (млрд.куб.м) 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000* 639,8 642,7 640,4 617,8 606,8 594,9 601,0 570,5 590,7 590,8 584, Производство – природный 601,0 608,0 609,0 588,7 581,0 570,0 575,0 543,7 564,1 563,5 555, – попутный 38,8 34,7 31,4 29,2 25,8 24,9 26,0 26,9 26,5 27,3 28, Сальдо отбора/закачки – 5,1 – 2,5 – 1,1 – 12,7 – 18,8 – 15,9 – 14,0 11,5 – 5,3 – 0,1 6, активного газа из ПХГ 179,7 177,5 188,3 164,4 182,4 187,1 193,0 196,4 200,4 201,2 217, Чистый экспорт 110,1 105,2 99,1 100,9 105,8 117,4 123,5 116,8 120,5 126,8 129, В страны не СНГ** – 24,7 – 6,9 – 1,5 – 15,0 – 15,9 – 8,1 – 1,8 4,8 0,0 – 3, Статистическая погрешность 479,7 469,6 452,5 455,7 421,6 400,1 395,8 380,9 385,0 392,4 366, СПРОС Источник: оценки МЭА 1990-1991;

статистика МЭА на основании методологии МЭА 1992-1999.

* За 2000 год используются данные ОАО Газпром.

** Данные по экспорту - ОАО Газпром.


Инвестиции в Энергетическая стратегия оценивает потребность газового сектора в инвестициях газовый сектор на 2001-2020 годы в 164-171 миллиардов долларов (Таблица 5,4). Ежегодная потребность в инвестициях существенно растет: с 7 миллиардов долларов за 2001-2005 годы до 10 миллиардов долларов за 2016-2020 годы. В сравнении с этими объемами инвестиционная программа Газпрома, оцененная на 1999- годы в 3,1-3,6 миллиардов долларов ежегодно, оказывается недостаточной для потребностей в инвестициях на весь период 2001-2005 годов. В будущем ОАО «Газпром» будет одной из компаний, хотя и вероятно самой крупной, инвести рующей в добычу газа. Неизвестно, смогут ли конкурирующие компании по строить новые транспортные мощности. Таблица предполагает, что транспорт газа требует немного большего объема финансовых вливаний, чем производ ство за весь период времени. К 2005 году потребности на транспорт на 40 % пре высят потребности, связанные с производством. В то время как производственные потребности в инвестициях за весь период будут увеличиваться, транспортные потребности немного снизятся, чтобы возрасти после 2011 года. Это может сказаться на определении сроков строительства трубопроводов, которые должны будут соединить месторождения Ямала с основными магистральными сетями, а также на строительстве новых экспортных трубопроводов из Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. К сожалению, в Стратегии отдельно не пред ставлены оценки внутренних и экспортных потребностей в инвестициях.

Условия доступа и Доступ третьей стороны к газотранспортным сетям был введен в 1997 году. Не тарифы зависимый регулирующий орган – Федеральная Энергетическая Комиссия (ФЭК) – был уполномочен пересмотреть как планирование и применение тарифов для межрегиональных перетоков, так и тарифы, установленные ОАО «Газпромом», 148 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ Таблица 5.4 Прогнозируемые инвестиции в газовую промышленность России на 2000- годы (млрд долл.) 2000 2001-2005 2006-2010 2011-2015 2016- Инвестиции Итого 1,0 12-13 17 19 23-24 71- Производство 2,2 18 17-18 20-21 22-23 76- Транспорт 0,4 3-4 4 5 6 17- Хранение 3,6 34-35 37-39 43-45 51-53 164- Итого Источник: Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (Минэнерго, 2001 год).

который был признан «естественной монополией» в сфере транспорта газа.

До 2000 года существовало два тарифа на перекачку газа: 9 долларов за тысячу кубометров на сто километров ($9/тыс.кубометров/100 км) для внутренних по требителей и 80 центов/тыс.кубометров/100 километров при поставках на экс порт (СНГ). В июле 2000 года эти два тарифа были сведены к одному, который составляет от 60 центов до одного доллара за тыс. кубометров на 100 км. Этот шаг был определенно направлен на то, чтобы побудить независимых произво дителей поставлять газ на российский рынок. Основа этого тарифа (как он был разработан и пересмотрен) не ясна, но значительность прозрачных тарифов в стране, где газ, в большинстве своем, должен подаваться за несколько тысяч ки лометров российским и зарубежным потребителям, очевидна. Для независи мых производителей уровень расценок на перекачку газа является наиболее важным фактором, определяющим «экономический радиус» производства: рас стояние, на которое может транспортироваться газ с места его добычи до по требителя, а потом еще быть проданным с прибылью. Прозрачность и отсутствие дискриминации применительно к трансмиссионным тарифам, т.е. порядок их определения и фактическое применение ко всем пользователям трубопроводом, в том числе и ее владельцам, являются существенными предпосылками для раз вития конкуренции.

В ОАО «Газпром» ситуация отличается: здесь транспортные расходы на самом деле - ничто иное, как внутренняя стоимость перевозок для компании (между подразделениями продаж и транспорта), и эти расходы не прозрачны. Считается, что внутренние транспортные расходы «Газпрома» находятся между 1/3 и 2/ регулируемых расходов. Если это верно, встает вопрос о честности конкурент ной борьбы между ОАО «Газпром» и независимыми производителями.

Тарифные ставки - не единственный вопрос, волнующий независимых произво дителей. Большое значение имеют также условия доступа. В последние пять лет создавали проблемы два специфических аспекта, касающиеся условий доступа:

I Доступ производителей попутного газа (газа, производимого вместе с нефтью). Главной причиной недостаточного использования попутного газа является регулируе мая цена, по которой нефтяные компании должны продавать его перерабаты 71. В 2001 году было объявлено, что ФЭК будет заменен на новый Единый тарифный орган. Возможно, однако, что новый орган по-прежнему будет именоваться ФЭК, в то время как круг его обязанностей существенно увеличит ся. Кроме того, существует также 80 региональных энергетических комиссий.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - вающим заводам. Несмотря на колебания цен в декабре 1999 года, в 2000 году средняя стоимость сбора и транспортировки этого газа, 250 рублей на тысячу кубометров, была гораздо выше максимальной установленной цены продажи в 150 рублей. Поскольку такая ситуация продолжает существовать, сжигание оста ется единственно возможной альтернативой, кроме продажи сырого (неочищен ного) газа местным электростанциям. В июне 2001 года регулируемая цена попутного газа удвоилась до отметки в 275 рублей на тысячу кубометров, с мак симумом в 350 рублей. Остается посмотреть, будет ли это значительным фак тором для роста утилизации газа. ОАО «Газпром» принадлежат перерабатывающие заводы в Оренбурге и Астрахани. «Сибур» (Сибирско-Ураль ская нефтегазовая химическая компания) владеет девятью основными газопере рабатывающими заводами в Сибири. «Сибур» фактически является монополистом и покупает попутный газ у нефтяник компании по регулируе мым (фактически монопольным низким) ценам. Нефтяник компании хотели бы имеет справедливы цены на попутный газ в области переработки газ в Сибири.

В октябре 2000 года ОАО «Газпром», участвуя в тендере на размещение допол нительной эмиссии акций «Сибура», приобрел 51 % акций компании. Так как могла бы создаться монополия на переработку газа, было необходимо полу чить разрешение на продажу от МАП России. Похоже, так оно и будет, хотя и со строго оговоренными условиями, несмотря на то, что эта сделка противоре чит политике, заявленной в правительственной Экономической Стратегии.

I Определение резервных мощностей газотранспортной системы ОАО «Газпром». В насто ящее время регулирующие органы не могут независимо определить, существуют ли в трубопроводной системе мощности для прокачки газа третьей стороны.

По закону 15 % мощностей газотранспортной системы должно быть оставлено для независимых поставщиков. Очевидно, что у ОАО «Газпром» есть стимул от казаться от транспортировки газа третьей стороны, т.к. такая транспортировка коммерчески невыгодна «Газпрому».

Поглощение «Сибура» «Газпромом» нежелательно, оно должно и дальше проверяться регу лирующими органами. Должны быть приняты меры против того, чтобы ОАО «Газпром»

мог злоупотребить своей ведущей позицией в переработке газа. Для попутного газа должен быть создан абсолютно новый регуляционный режим, включая определение цен (как времен ная мера до установления рыночных), доступ третьей стороны к перерабатывающим заво дам и определение цен на переработку газа.

После принятия 1997 году решения по вопросам доступа третьей стороны, опре деление условий доступа стало прерогативой междепартаментского комитета, но в ноябре 2000 года была создана Комиссия по доступу к нефте- и газопро водам, возглавляемая первым заместителем премьер-министра. Довольно скоро после создания Комиссии, в январе 2001 года, было выпущено постановление 72. Нефтяной отчет Интерфакса, 3-9 ноября 2000. В рамках Комитета Государственной Думы по энергетике, транс порту и связи была создана рабочая группа для разработки законопроекта о регулировании попутного газа.

73. Нефтяной отчет Интерфакса, 27 октября - 2 ноября 2000 года. Четко определенная цель правительственной Эко номической Стратегии - предотвратить полный захват контроля над переработкой попутного нефтяного газа ОАО «Газпром». См. Центр Стратегических Исследований (2000 год): Стратегия развития Российской Федерации на 2010 год, социально-экономический аспект, представленная Правительству Российской Федерации 25 мая года. Раздел 3.5.1. 74. О Комиссии Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтега зопроводов и нефтепродуктопроводов. Постановление Правительства РФ № 843, 2000 год.

150 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ Правительства РФ, регулирующее в газовой отрасли все цены и тарифы на транс портировку газа.

Регулирование цен и тарифов на транспортировку газа [Из Постановления Правительства РФ № 1021, от 29.12.2000 год, "О государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке по территории Российской Федерации"] В целях реализации государственной политики в области газоснабже ния в России правительство утвердило «Основные положения форми рования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации». Все ор ганизации, осуществляющие добычу, транспортировку и реализацию природного газа обязаны вести раздельный учет продукции (услуг) и за трат на ее производство по следующим видам деятельности:

I добыча природного газа;

I yслуги по транспортировке природного газа по трубопроводам;

I xранение природного газа;

I yслуги по поставке (реализации) природного газа.

Были определены принципы установления цен на газ и тарифов на транс портировку. До тех пор, пока не будет введен государственный контроль над всеми поставщиками, будет использоваться государственный контроль над оптовыми ценами на газ и тарифами на транспортировку для неза висимых компаний. Государство постепенно перейдет от контроля над оптовыми ценами на газ к контролю над тарифами на газопередачу.


Постановление определяет рамки регулирования, которые должны быть введены в 2001 году за два этапа. На первом этапе намечается:

I переход к государственному регулированию оптовых цен на газ и та рифов на транспортировку газа для независимых компаний;

I разработка методологии расчета издержек для трансмиссионных и дис трибьюторских тарифов ( тарифов для магистральных и распредели тельных систем);

I организация одной или нескольких транспортных компаний для га зопередачи по основным магистральным трубопроводам;

I введение отдельных записей для услуг и их стоимости.

Второй этап предполагает подготовку основы для либерализации цен и определения границ государственного регулирования в газовой отрасли.

75. О газоснабжении в Российской Федерации. Постановление Правительства РФ № 1021, 2001 год.

www.economy.gov.ru/pr2.html ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - Регулирующими структурами, ответственными за проведение этих ме роприятий, станут Федеральная Энергетическая Комиссия (ФЭК) и реги ональные энергетические комиссии (РЭК). К ведению ФЭК относятся:

I производство природного газа;

I газопередача по трубопроводам;

I хранение природного газа;

I поставки и продажа природного газа.

Также были определены принципы установления цен на газ и тарифов на его транспортировку. Используя тарифную методологию, разработан ную самим ФЭК и одобренную Министерством экономического разви тия и торговли РФ, ФЭК может делегировать РЭК осуществление следующих пунктов:

I розничные цены на газ для жилищных и районных кооперативов;

I тарифы на услуги, оказываемые рапределительными компаниями;

I платежи за услуги по поставкам, предоставляемые распределительным компаниям.

Будут установлены фиксированные цены и тарифы с целью достиже ния:

I благоприятных условий для самофинансирования компаний;

I определенного уровня доходности, пока не будут определены размер стоимостной базы и прочие расходы;

I платежеспособного спроса на газ;

I выплаты всех налогов и платежей;

I разницы в стоимости услуг потребителям в различных регионах;

I обеспечения конкуренции в области газоснабжения, а также между газом и другими видами топлива.

В то время как осуществлялась работа над этой книгой, Министерство экономического развития и торговли, ФЭК и ОАО «Газпром» выдвину ли предложение об установлении временных рамок для передачи контро ля за транспортными тарифами Правительству.

Постановление Правительства РФ № 1021 является хорошей основой для уста новления предсказуемых и прозрачных регулируемых цен и регулируемого до ступа к трубопроводным сетям и прочим услугам, связанным с транспортировкой газа. Однако:

I По-видимому, такое управление будет полностью введено самое раннее, в пер вой четверти 2002 года. Из Постановления по-прежнему не видно, когда будут 152 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ стерты различия между транспортными тарифами, по которым будет платить ОАО «Газпром», и тарифами, установленными для независимых компаний, поль зующихся трубопроводными сетями «Газпрома». Более того, независимые га зотранспортные компании будут иметь иную тарифную структуру, чем та, которая применима к трубопроводным сетям «Газпрома». В Постановлении высказываются ожидания по использованию промежуточного режима до тех пор, пока для всех сторон, пользующихся трубопроводной сетью, вне зависи мости от их принадлежности к владельцу, не будут применены недискримина ционные тарифы. Сколько продлится такой переходный период, неизвестно.

I В Постановлении речь идет только о природном газе. Попутным газом, по видимому, будет ведать отдельная законодательная и управленческая структура.

Основные вопросы здесь, как уже было указано выше, заключаются в опреде лении стоимостных оценок и расходов на переработку и транспортировку.

I Ни одно из постановлений (по организации Комиссии и по управлению до ступом) не содержит каких-либо специфических условий, определяющих права обладателей оборудования для переработки и транспортировки газа в случае отказа от предоставления доступа, а также необходимую для этого документа цию.

Новый ценовой режим, а также тарифы на транспортировку газа (в том числе методоло гия их определения) и условия доступа должны быть разработаны как можно скорее. В первую очередь должны быть разработаны меры по определению и размещению свободных трубо проводных мощностей и недискриминационные условия использования газотранспортных систем. Недостаточно ясна роль ФЭК и Комиссии по доступу к нефте- и газопроводам в определении оптовых цен и тарифов. Также отсутствует определенность временных рамок, в течение которых транспортные подразделения ОАО «Газпром» обеспечили бы равные условия доступа и начисления тарифов для прочих подразделений ОАО «Газпром» в таком же порядке и объеме, как это осуществляется для третьей стороны, пользующейся трубопро водными сетями «Газпрома». Все эти аспекты требуют разъяснения, чтобы поставленная цель - введение недискриминационных условий и тарифов - была достигнута как можно ско рее, но не позже, чем в предстоящие три года.

Газоснабжение и В настоящее время не наблюдается недостатка в запасах природного газа или транспортировка: возможностях его транспортировки, что также можно сказать и о ближайшем будущем. Коммерческим компаниям, обладающим достаточно ограниченным краткий обзор капиталом, не имеет смысла инвестировать в новые мощности, от которых они не смогут ожидать положительной отдачи. Тест на капиталоотдачу должны пройти даже инвестиции в модернизацию и обновление существующих мощностей.

В России 2001 года перспективы такой отдачи неочевидны. Остаются неясно сти в отношении цен, платежей и их условий, налогообложения и новых меха низмов регулирования. Если в первой декаде двадцать первого века не появится более стабильная и привлекательная среда, немногие компании, как российские, так и зарубежные, решатся конкурировать с «Газпромом» и его подразделениями.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - РОССИЙСКИЙ РЫНОК ПPИPOДHOГO ГAЗA: СПРОС, ЦЕНЫ, НАЛОГИ И ПЛАТЕЖИ Определение экономической и коммерческой основы продаж газа в России весьма затруднительно. Отсутствуют какие-либо подробные и последовательные пока затели объема газа, поставляемого различным группам потребителей. Также недостаточна информация, предоставляемая относительно платежей за газ, осу ществляемых потребителями: сколько они вообще платят, каков процент пла тежей, осуществляемых каждой группой, каковы сроки этих платежей и форма оплаты (денежная форма, бартер или же иные виды платежей).

В Таблице 5.5 показана потребность российской экономики в газе в 1990- годы. За этот период потребность в газе упала на 18 %, достигнув в 1997 году самого низкого уровня. С 1995 по 1999 годы спрос был относительно стабилен.

Таковы ошеломляющие цифры общего экономического снижения спроса в дан ный период.

Таблица 5.5 Потребность российской экономики в газе в 1990-1999 годы, млрд.куб.м 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 479,7 469,6 452,5 455,7 421,6 400,1 395,8 380,9 385,0 392, Спрос 281,9 280,9 269,3 264,3 249,9 235,3 234,4 230,3 225,5 229, Теплоснабжение и электроэнергетика* 8,5 7,9 7,6 8,5 9,5 10,6 11,9 9,3 13,7 13, Энергетический сектор 12,1 7,7 7,3 7,3 8,1 7,9 8,3 6,7 7,2 7, Потери при поставках 177,2 173,2 168,3 175,6 154,0 146,3 141,2 134,6 138,5 141, Конечное потребление, всего 63,9 66,6 64,6 59,7 47,0 49,2 46,7 48,2 44,1 46, Промышленность, всего Не распределено (промышленность) 2,1 2,0 1,9 0,4 0,4 0,3 0,9 1,0 1,1 1, 42,2 41,7 42,0 40,6 39,0 36,4 35,4 29,9 38,3 38, Транспорт, всего • автомобильные перевозки 1,4 0,8 1,3 0,7 1,0 0,4 0,3 0,2 0,2 0, • трубопроводный транспорт 40,8 40,9 40,7 39,9 38,1 36,0 35,1 29,7 38,1 37, 71,1 64,9 61,6 75,3 68,0 60,7 59,2 56,5 56,1 57, Остальные сектора, всего 10,9 10,6 9,7 7,9 6,5 5,4 4,4 3,6 3,0 3, Коммерческий сектор и сфера общественных услуг 58,3 52,6 50,3 65,5 59,6 53,5 53,0 51,1 51,5 52, Жилищное хозяйство 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,7 0, Сельское хозяйство 1,2 1,1 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 0,9 0,9 0, Не распределенные (прочие) Источник: оценки МЭА 1990-1991;

статистика МЭА на основании методологии МЭА 1992-1999.

* Включая производство тепла и электроэнергии автономными установками.

** Данные, предоставленные ОАО «Газпром» по спросу на газ в Российской Федерации в 2000 году, показывают рост в 3 % по сравнению с 1999 го дом. Различия в методологии определения не позволяют сравнивать данные по отраслям промышленности со статистикой, представленной МЭА. По дробности см. в статистическом приложении.

Из Таблицы 5.5 следует, что на электроэнергетику и промышленность в целом приходится 80 % всего спроса. Несмотря на хорошо известные споры между председателями правления ОАО «Газпром» и РАО ЕЭС России, с попытками первого урезать газоснабжение электростанций последнего, поставки газа на 154 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ электростанции остаются относительно стабильными. Спрос на газ со стороны частного промышленного сектора падает. Хотя, начиная с 1998 года, наблюда ется некоторый подъем, спрос не может достигнуть уровня начала 1990-х.

Доля жилищного и городского хозяйства в спросе на газ, включая централизо ванное теплоснабжение, все еще относительно мала, хотя медленно растет.

Топливо, Приобрести информацию по этому разделу в газовом балансе России наибо поставляемое по лее сложно. Статистические данные МЭА, представленные в Таблице 5.5, со держат информацию по «трубопроводному транспорту», однако не ясно, что трубопроводам, еще включено в эти данные, кроме газа, используемого для компрессорных стан потери и утечки ций. Представляется целесообразным добавить к этой информации цифры, касающиеся «потерь при распределении газа» и «энергетического сектора» в целом, для более полной оценки раздела «Топливо, поставляемое по трубо проводам, потери и утечки». Международный Газовый Союз оценивает общую утечку метана из российской газовой системы в следующих пропорциях: про изводство и переработка - 12 %, транспорт и хранение - 65 %, распределение и конечное потребление - 23 %. К 1998 году ОАО «Газпром» оценивал утечки из сети газопроводов высокого давления в восемь млрд.куб.м, что составляет 1,4 % от общего объема производства газа (Таблица 5.6). В эти расчеты не входит газ, который может быть потерян (без сжигания) до поступления в систему ма гистральных трубопроводов.

Таблица 5.6 Эмиссия парниковых газов, вызванная деятельностью газовой промышленности (1998 год) Метан Потенциал глобального Млрд.куб.м потепления (миллион тонн в СО2-эквиваленте) 8 Утечки при добыче, из высоконапорных трубопроводов и компрессорных станций 42 Газ, сжигаемый как топливо на компрессорных станциях в трубопроводах высокого давления 50 ОАО «Газпром»: общий объем выбросов 5 Утечки в распределительных сетях* Общий объем эмиссий газовой промышленности *Оценены на 1/3 выше, чем данные Росгазафикации: МЭA (1995 год), «Энергетическая политика в Российской Федерации», стр. 171.

Источник: Моэ и Танген (2000 год), Таблица 6,1, стр. 84.

Статистика, представленная ОАО «Газпромом», по «уровню потерь» на трубо проводах показывает неизменное улучшение ситуации за последние два деся тилетия. В 1999 году уровень потерь составлял 0,18 ед. на тысячу километров.

Более того, компания заявляет, что с 1995 года более 40 % сетей подверглись 76. Предварительные данные ОАО «Газпром» на 2000 год свидетельствуют даже о небольшом повышении поста вок природного газа в электроэнергетику.

77. Алрид Моэ и Кристиан Танген (2000 год): «Киотские Механизмы и российская климатическая политика», Коро левский Институт Международных Отношений, Таблица 6.1, стр. 34.

78. Ежегодный Отчет ОАО «Газпрома», 1999 год, стр. 24. В отчете представлены цифры о 0,18 случаев утечки на тысячу километров.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - внутритрубной диагностике на предмет обнаружения источников утечек. Дан ные по утечкам и потерям в системе газопроводов высокого давления очень об рывочны, а для дистрибьюторской сети газопроводов низкого давления этих данных практически нет. Один источник оценивает утечки при поставках за 1998 год в пять млрд.куб.м, но, возможно, это недооценка. Как было упомянуто выше, распределительные компании имеют доступ к очень небольшим объемам инвестиций, а большинство из них испытывают серьезные финансовые за труднения. Недостаток оборудования для проведения диагностики умножает эти проблемы.

Цены и платежи В Таблице 5.7 сопоставлены официальные цены на газ для промышленности и бытовых потребителей и среднеевропейские импортные цены с 1991 по 2000 год.

В период высоких темпов инфляции (начало и середина 1990-х) для всех внут ренних потребителей цены очень быстро росли: с одной стороны, поспевая за инфляцией, с другой стороны, стараясь соответствовать более высоким экспорт ным ценам. Однако за инфляцией цены, даже в рублях, поспевали еле-еле, что явилось следствием экономического кризиса и девальвации рубля в 1998 году.

В долларах цены упали до четверти своего уровня середины 1990-х годов.

Таблица 5.7 Цены на природный газ в России, 1991-2000 годы Экспорт* (в европу) Для промышленности Для бытовых потребителей $/тыс.куб.м Рубли/тыс.куб.м $/тыс.куб.м Рубли/месяц 1991 91,8 52 10, 1992 89,7 1100 2,7 3, 1993 88,3 21875 17,6 29, 1994 83,0 73773 21,6 1995 95,0 257151 55,7 1996 93,5 289176 52,2 1997 99,5 327000 54,9 1998 82,2 338 16,4 3, 1999 62,1 371 13,7 3,74** 2000 116 390 13,7 4,30** 2001 (1 и 2 кварт.) 136 460** 14,5** 5,38** * средневзвешенные цены импортного газа в Германии, $/тыс.куб.м.

** оценки.

Источник: Госкомстат На российском рынке цены для промышленных потребителей всегда были зна чительно выше, чем цены для бытовых и муниципальных потребителей. Уро вень цен для бытовых потребителей до середины 1990-х составляли лишь небольшую часть от уровня промышленных цен. К 2001 году, несмотря на за 79. 62 700 из 150 000 км отнесены к так называемому «intelligent pigging», включая 14 200 км (9,5 % системы) в 2000 году. Ежегодный Отчет ОАО Газпрома, 2000 год, стр. 35.

80. Моэ и Танген, указ. работа.

156 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ явленную политику, предусматривающую поднятие бытовых цен выше промыш ленных, они даже не сравнялись. Ценообразование для бытовых потребителей – какое угодно, кроме самого простого:

I cуществует множество категорий потребителей: например, пенсионеры и вете раны войны платят ниже официального уровня цен;

I ъольшая доля внутреннего газопотребления приходится на отопление в систе мах центрального теплоснабжения;

I потребители часто не могут регулировать отопительные системы из-за отсут ствия систем контроля за отоплением в квартирах;

I для газа или отопления практически не существует отдельных расчетов: плата за газ берется ежемесячно как часть квартплаты;

I oтключение подачи газа для частного жилья за неуплату практически невозмож но по правовым и техническим причинам.

Вследствие таких специфических условий отсутствует эластичность цен в ото пительной системе и при поставках газа бытовым потребителям. Таким обра зом, потребительский спрос плохо реагирует на изменение цен. Потребители не владеют информацией относительно потребляемых ими объемов газа и не могут контролировать потребление. Ситуация только начинает выправляться с введением термостатических датчиков и измерителей. Фундаментальные про блемы в строительном проектировании делают установку датчиков и измери телей процессом высоко капиталоемким и коммерчески непривлекательным.

По этим и другим причинам, а также из-за того, что жилищный/муниципаль ный спрос на газ составляет менее чем 15 % общего спроса, а оплата, особенно денежными средствами, здесь, в общем-то, лучше, чем в других группах потребителей, ускоренное проведение реформ в этом секторе, возможно, не столь очевидно. Это не подразумевает невозможности проведения ценовой ре формы и реформы условий платежей для бытовых потребителей газа. Если та кие уязвимые группы, как пенсионеры и ветераны, нуждаются в помощи для оплаты за топливо, могут быть применены прямые платежи, однако это не должно послужить предлогом для дальнейших ценовых искажений. Тем не менее, большим приоритетом должно стать проведение реформ цен и условий плате жей для сферы бизнеса, где проблемы побольше, но легче разрешимы.

После экономического кризиса 1998 года цены для промышленности в долла ровом эквиваленте «нырнули» до 10 долларов за тысячу кубометров. В конце 2000 года они подросли до почти 14 долларов за тысячу кубометров (Табли ца 5.7), а в первой половине 2001 года - до почти 14,5 долларов за тысячу кубо метров. Смогли ли цены 1995-99 годов, даже при условии прямой денежной оплаты, покрыть расходы на производство и транспортировку газа потребите лям на западе России - не ясно. Очевидно, что они балансировали на грани, даже цены, предоставляемые «Газпрому». Они не смогли спровоцировать 81. В январе 2001 года ФЭК установил стремительное повышение цен на газ для промышленности на 18 %, а для бытовых потребителей - на 25 %, вступившее в силу в марте 2001 года.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - инициативу для разработок новых каналов поставок и новой инфраструктуры для обслуживания российских потребителей.

Цены на газ держались искусственно заниженными не только в смысле их со ответствия затратам на производство и поставки, но и по сравнению с ценами на прочие виды топлив. К концу 1990-х цены на газ для промышленных потре бителей были на 30-50 % ниже, чем цены на уголь, и почти на 1/3-1/4 ниже, чем цены на нефтепродукты. Естественным образом, все большее число по требителей переключилось на газ. Возрастает насущная необходимость разра ботки новых цен на газ.

В период с 1992 по 1995 годы, когда цены поднялись практически до рыночного уровня, произошел массированный рост неплатежей, а также платежей в неде нежной форме, в первую очередь, от небытовых потребителей. Неплатежи комплексный вопрос, включающий: частичные платежи, просроченные платежи, бартерные платежи, платежи в виде различных неденежных финансовых ин струментов, взаимозачеты и «неттинг» (взаимное погашение обязательств) в сфере налогообложения на федеральном и региональном уровнях. В таблицах 5.8 и 5. предпринята попытка охватить все эти категории, опираясь на два источника:

ОАО «Газпром» и Российское статистическое агентство – Госкомстат.

Статистика «Газпрома» показывает, что с 1997 по 1999 год «прямые денежные платежи» составляли намного меньше, чем 20 % всех платежей, производимых потребителями. В отчетах ОАО «Газпром» значится, что в 1999 году около 62 миллиардов рублей ОАО «Газпром» получил от продаж российским потре бителям, а к 1 января 2000 года долги потребителей составляли более, чем 101 миллиард рублей.

Таблица 5.8 Виды платежей российских потребителей газа, в процентах 1997 1998 12,4 % 16,1 % 18,5 % В денежной форме 18,1 % 26,2 % 27,6 % Ликвидные ценные бумаги, в том числе • Ликвидные банковские билеты 10,0 % 4,9 % • Неттинг федеральных налогов 11,9 % 15,7 % 50,5 % 22,2 % 28,9 % Бартер 4,9 % 22,2 % 22,5 % Отказ от налогов и налоговый неттинг 14,1 % 13,3 % 2,5 % Прочее 100 % 100 % 100 % Итого 82,4 102,9 108, Общий объем потенциальных платежей (миллиардов рублей)** * потенциальные платежи не равны платежам реально получаемым.

** Все потенциальные платежи, включая неплатежи.

Источник: ОАО «Газпром».

82. Ежегодный отчет и счета ОАО «Газпром», 1999 год.

158 - ПРИРОДНЫЙ ГАЗ Таблица 5.9 Платежи всех потребителей «Газпрому», 1999-2000 годы Февраль-ноябрь 1999 года* Январь-июль 2000 года** 19,8 41, Суммарные платежи в промышленности, млрд. рублей В том числе в %:



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 12 |
 





 
© 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.