Из истории развития газовой отрасли России

Газ

Говоря о газе в контексте газовой отрасли, мы, прежде всего, имеем ввиду природный газ, который по составу представляет собой в основном простейший углеводород – метан (CH4) с различными примесями (этан, пропан, бутан и более тяжелые углеводороды, азот, углекислый газ, кислород, сероводород, сера, вода, гелий и другие инертные газы, механические примеси), т.е. ту газовую смесь, которая находится в недрах в естественном состоянии. Отметим, что используемый потребителями природный газ в России доставляется от мест добычи до мест потребления по газопроводным сетям и часто называется сетевым газом. В силу технологических особенностей эксплуатации газопроводов и газоперекачивающих агрегатов (для уменьшения коррозии, снижения конденсации влаги, предупреждения образования конденсатных пробок), перекачивающих газ по газопроводам, естественный природный газ, как правило, нуждается в предварительной отчистке перед подачей в газопроводы, с тем, чтобы количество различных примесей к метану не превышало определенных стандартов (и общее их количество – не более нескольких процентов).

Природный газ, находящийся в месторождениях в свободном состоянии, в геологии называют свободным газом, в отличие от нефтяного газа (попутного нефтяного газа), под которым понимается смесь легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в нефти. Растворенный газ содержит, кроме метана, более 10% этана, пропана, бутана и других углеводородов, относимых согласно принятой терминологии к широкой фракции легких углеводородов.

В быту помимо природного газа широко используется сжиженный газ (сжиженный нефтяной газ – СНГ), который представляет из себя смесь пропана и бутана и доставляется потребителям в специальных баллонах, либо через локальные трубопроводы от групповых резервуарных установок (которые по сути являются большими баллонами, обслуживающими сразу один или несколько домов).

Таким образом, говоря о газе, используемом в быту, рекомендуется различать сетевой газ и сжиженный газ. А, говоря о сжиженном газе, рекомендуется различать СНГ и СПГ (который до сих пор в России практически не производился и не применялся).

Приведем пример состава газа, добываемого на некотором месторождении в Восточной Сибири:

·метан С1- 92,14% пентан и выше С5+ – 0,2%

·этан С2 – 4,5% азот N2 – 1,6%

·пропан С3 – 0,8% углекислый газ CO2 – 0,1%

·бутан С4 – 0,4 водород Н2 – 0,26%

И дополнительные ограничения, как условия подачи этого газа в магистральный газопровод:

·Минимальная теплота сгорания – 8500 ккал/м³(35,53 МегаДжоулей на 1 куб.м) при стандартных условиях (Р=1,013 МПа, Т=272,15К)

·Точка росы для углеводородов: -5 С либо ниже

·Точка росы для воды: -10 С либо ниже

·Максимальное содержание H₂S: 6 мг/м³

·Максимальное общее содержание серы: 100 мг/м³

·Максимальное содержание СО2: 3%.

Отметим, что далее, говоря о газовой отрасли, мы будем говорить об отрасли, обеспечивающей производство и потребление как ПГ, так и СНГ.

Нормативно-правовое регулирование газовой отрасли и взаимоотношения государства и отрасли

Любой хозяйствующий субъект в России взаимодействует с представителями Государства (как правило – конкретными органами исполнительной власти уровня федерации или субъекта федерации) в своей повседневной деятельности (регистрационные, налоговые, судебные, статистические органы, милиция, различные инспекции, таможня, службы валютного и экспортно-импортного контроля, в случае участия в экспортно-импортных операциях). Ниже мы будем останавливаться в основном на специфических отношениях предприятий отрасли и государства, характерных только для газовой отрасли (и некоторых других отраслей промышленности, но каждый раз со своей спецификой).

В силу размера, сложности и значения газовой отрасли для экономики страны система специфических отношений государства и отрасли достаточно громоздка. Причем необходимо отметить, что в силу ряда описанных ранее причин (и, прежде всего, высокой степени монополизма в отрасли) государство будет продолжать в обозримом будущем осуществлять некоторые функции непосредственного регулирования в отрасли.

Инструменты государственного регулирования отрасли

На основании законов и других нормативно-правовых актов органы государственной власти реализуют следующие инструменты (направления) государственной политики в газовой отрасли:

· управление собственностью (ведь приватизация предприятий газовой отрасли в значительной степени не завершена, государственные пакеты акций имеются во всех крупных газодобывающих, газотранспортных компаниях и газораспределительных организациях);

· лицензирование и сертификация (ведь в соответствии с Законом РФ «О лицензировании отдельных видов деятельности» лицензированию подлежит:

- проектирование магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов;

- строительство магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов;

- эксплуатация магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов;

- ремонт магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов;

- монтаж бурового оборудования;

- монтаж нефтегазопромыслового оборудования;

- монтаж геологоразведочного оборудования;

- эксплуатация бурового оборудования;

- эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования;

- эксплуатация геологоразведочного оборудования;

- переработка газа и транспортировка по магистральным газопроводам газа и продуктов его переработки;

- хранение газа и продуктов его переработки.

Кроме того, лицензированию подлежат виды деятельности связанные с взрыво-, пожароопасным и химическим оборудованием и оборудованием, работающим под давлением.

Необходимо отметить, что в рамках реализации программы по дебюрократизации экономики Правительство РФ разработало и внесло на рассмотрение в Госдуму РФ изменения и дополнения к Закону РФ «О лицензировании отдельных видов деятельности», в котором радикально сокращено количество лицензируемых видов деятельности.)

· недропользование, см. [ОБЩЕЕ-11];

· ценообразование и налогообложение;

· регулирование рынков газа (прежде всего это касается правил поставки газа, регулирование экспорта и организация рынка купли-продажи газа);

· регулирование естественных монополий и антимонопольное регулирование;

· структурная политика и определение стратегии развития отрасли.

Следует отметить, что разграничение круга вопросов, относящихся к тому или иному инструменту государственной политики, представляется довольно затруднительным. Многие вопросы можно отнести сразу к нескольким направлениям государственной политики. К тому же сами инструменты (направления) в некоторых областях четко не определены, а в некоторых в значительной степени пересекаются. Мы решили остановиться именно на таком перечне и такой формулировке направлений государственной политики в сфере газовой отрасли, прежде всего, потому, что, во-первых, это во многом соответствует мировому опыту регулирования газовой отрасли и проведения в ней структурных преобразований, а, во-вторых, нашим взглядам, сформировавшимся в результате практической деятельности в сфере государственного управления и регулирования газовой отрасли.

Ограничение перечня рассматриваемых инструментов государственной политики в газовой отрасли только данными направлениями не означает, что другие инструменты государственной политики имеют меньшее значение. Безусловно, такие направления, как регулирование рынка акций ОАО «Газпром», обеспечение промышленной безопасности, нормативно-техническое регулирование, обеспечение безопасности труда имеют большое значение в газовой отрасли. Но все же мы полагаем, что для целей формирования единой стратегии государственного управления и регулирования газовой отрасли и ее успешной практической реализации наибольшее значение имеют именно выделенные инструменты.

Экономика отрасли в целом

В соответствующих главах отчета мы приводим информацию о ценах, налогах, тарифах на каждом этапе производственной цепочки газовой отрасли (это было необходимо, чтобы можно было знакомиться с содержанием каждой главы как с относительно самостоятельным материалом). Ниже мы приводим обобщенные данные (есть некоторый повтор в дальнейших главах отчета) и выводы и рассуждения, которые нельзя было отнести ни к одной из последующих глав отчета.

Регулируемые цены и тарифы

Особенностью газовой отрасли (и не только в России) является то, что цены на газ и тарифы на его транспортировку регулируются государством.

В соответствии с Конституцией РФ (Статья 71) «В ведении Российской Федерации находятся: …основы ценовой политики…».

Закон РФ «О естественных монополиях» определяет регулирование тарифов на транспортировку газа по трубопроводам (любым!), как метод регулирования деятельности субъектов естественных монополий.

Закон РФ «О газоснабжении в Российской Федерации» определяет принципы государственной ценовой политики в области газоснабжения, а в Статье 21 «Регулирование цен на газ и тарифов на услуги по транспортировке газа» прямо говориться:

«Государственное регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа, отнесенные Федеральным законом «О естественных монополиях» к сфере деятельности субъектов естественных монополий, осуществляет федеральный орган исполнительной власти по регулированию естественных монополий.

По решению Правительства Российской Федерации регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа может быть заменено государственным регулированием цен на газ для конечных потребителей, использующих его в качестве топлива и (или) сырья, а также тарифов на услуги по транспортировке газа для независимых организаций в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. При государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по транспортировке газа учитываются экономически обоснованные затраты и прибыль, а также уровень обеспечения организаций – собственников систем газоснабжения финансовыми средствами на расширение добычи газа, сети газопроводов и подземных хранилищ газа.

В целях осуществления расчетов между организациями, входящими в состав системы газоснабжения, организация – собственник данной системы определяет внутренние расчетные цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке газа».

Таким образом, узаконена нынешняя ситуация, когда государство регулирует оптовые цены на газ, а тарифы на транспортировку по магистральным газопроводам – только для независимых организаций, ОАО «Газпром» для своих дочерних компаний использует внутренние «трансфертные» цены и тарифы.

Постановление Правительства РФ от 07.03.1995г. №239 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)» (с последующими изменениями и дополнениями) определяет, что государственное регулирование цен (тарифов) на внутреннем рынке РФ осуществляет

·Правительство РФ и Федеральные органы исполнительной власти на:

Природный газ, нефтяной (попутный) газ и отбензиненный сухой газ (кроме реализуемого организациями – производителями газа, не являющимися аффилированными лицами открытого акционерного общества «Газпром», акционерных обществ «Якутгазпром», «Норильскгазпром» и «Роснефть – Сахалинморнефтегаз», а также реализуемого населению и жилищно – строительным кооперативам), нефтяной (попутный) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки, сжиженный газ для бытовых нужд (кроме реализуемого населению);

·Органы исполнительной власти Субъектов РФ на:

Газ природный, реализуемый населению и жилищно – строительным кооперативам. Газ сжиженный, реализуемый населению для бытовых нужд (кроме газа для заправки автотранспортных средств).

Наконец Постановление Правительства РФ от 29.12.2000г. №1021 «О государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуге по его транспортировке на территории Российской Федерации» определило порядок и основные принципы регулирования цен и тарифов на природный газ. А Постановление Правительства РФ от 15.04.1995г. №332 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен на газ и сырье для его производства» (с последующими изменениями и дополнениями) определило порядок регулирования цен на ПНГ и СНГ.

Непосредственно оптовые цены на природный газ и тарифы на его транспортировку по сетям ГРО и по магистральным газопроводам – для независимых организаций устанавливает своими решениями ФЭК. Так, Постановление ФЭК от 27.12.2000г. №80/3 ввело следующие оптовые цены на газ (в рублях за тыс.куб.м без НДС, но включая акциз, 15%), цены продифференцированы по 6 ценовым поясам, в зависимости от удаленности от мест добычи:

·Оптовые цены на газ, реализуемый потребителям РФ (кроме населения) от 264 руб. в ЯНАО до 472 руб. на юге европейской части России (в Московском регионе – 458 руб.)

·Оптовые цены на газ, предназначенный для последующей реализации населению от 226 руб. в ЯНАО до 296 руб. на юге европейской части России (в Московском регионе – 291 руб.)

Для независимых организаций Постановлением ФЭК от 16.12.1999г. №57/3 транспортный тариф по магистральным газопроводам был установлен в 9 руб. за тыс.куб.м на 100 км (без акциза и НДС) для транспортировки и реализации газа на территории РФ, а Постановлением ФЭК от 21.07.2000г. №36/6 тариф для экспорта-импорта-транзита газ был установлен в пределах 0,6-1,0$ за тыс.куб.м на 100 км.

Имеется целый ряд постановлений ФЭК, утверждающий транспортные тарифы для различных ГРО. Эти тарифы различаются для различных типов потребителей и различных ГРО, но в качестве оценочной можно взять тариф 50 руб. за тыс.куб.м (здесь от расстояния тариф уже не зависит непосредственно).

Нельзя однозначно утверждать, что все эти цены и тарифы отражают реальную себестоимость добычи, транспортировки и распределения газа, но они уже подвергались неоднократной корректировке (увеличению), и каждый раз организации газовой отрасли приносили в ФЭК данные обосновывающие рост их затрат, а ФЭК изучал эти данные и не все затраты признавал обоснованными (конечно и под давлением общей социально-экономической обстановки в стране). Но все же эти цены и тарифы можно считать «нижней границей средней температуры по больнице». Что же касается экспортно-импортных тарифов, то они установлены на мировом уровне, т.е. запретительные. Кроме того, при оценке общих затрат ОАО «Газпром» ФЭК естественно относит покрытие их существенной части за счет экспорта (что логично, а доходы от экспорта велики).

Цены на ПНГ и СНГ регулируются Министерством экономического развития и торговли РФ по согласованию с Министерством финансов РФ и Министерством энергетики РФ. Приказом МЭРТ РФ от 02.04.2001г. №86 оптовая цена на сжиженный газ для бытовых нужд была установлена в размере 1050 руб. за тонну (без НДС), а Приказом от 25.05.2001г. №147 оптовая цена на нефтяной (попутный) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки была установлена в пределах 275-350 руб. за тыс.куб.м (без НДС).

Налоги

Специфическими для газовой отрасли налогами, т.е. налогами, отличными от общеприменимых НДС, налога на прибыль и т.д. являются:

· Акциз на газ (15% от цены реализации в России и СНГ, 30% от экспортной цены, при экспорте газа налоговая база уменьшается на сумму расходов на его транспортировку вне территории России и на сумму таможенных платежей, введено Главой 22 «Акцизы» Налогового Кодекса (Часть вторая),);

· Таможенные тарифы на газ (ввозная таможенная пошлина – 5%, введена Постановлением Правительства РФ от 22.02.2000г. №148; вывозная таможенная пошлина – 10%, но не менее 5 евро за 1000 кг, введена Постановлением Правительства от 28.05.2001г. №411);

· Налоги и платежи, связанные с недропользованием (здесь имеются как лицензионные платежи так и роялти – плата за пользование недрами и налог на ВСМБ; отметим, что по сравнению с вышеупомянутыми налогами размер этих налогов невелик, так как они взимаются от цены добычи газа, а она существенно меньше цены реализации, кроме того, ОАО «Газпром» применяет трансфертные цены; наконец, необходимо отметить, что в настоящее время в Госдуме РФ рассматривается проект новой главы Налогового кодекса, подготовленный Правительством РФ, вводящий единый налог на добычу полезных ископаемых).

Некоторые оценки

Основываясь на величине регулируемых цен на газ в России (около 450 руб. за тыс.куб.м с акцизом но без НДС) и величины «первых» оптовых цен на газ в Европе (ныне – около 100$ за тыс.кб.м) можно оценивать годовой валовый доход ОАО «Газпром» (не включая акциз, НДС и таможенные платежи, ставка которых в прошлом году была 5%):

·От экспорта (кроме СНГ) – около 9,5 млрд.$.

·От экспорта в СНГ – около 1,1 млрд$.

·От реализации газа в России – около 122 млрд.руб (около 4,2 млрд.$ по текущему курсу).

Реализацию газа компанией «Итера» мы естественно сюда не включаем. Что касается неплатежей, то можно сказать, что они в последнее время не растут, а даже снижаются. Отметим, что помимо газа ОАО «Газпром» добывает и продает нефть и конденсат (входит в 10 крупнейших производителей России) и еще некоторые виды продукции.

Отметим, что в сводном отчете о прибылях и убытках ОАО «Газпром» приведена выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг (за минусом НДС, акцизов и аналогичных обязательных платежей) за 2000г. в размере 498 099 млн.руб. (около 17 млрд.$ по текущему курсу).

Объем производственных инвестиций (капиталовложений) за 2000г. ОАО «Газпром» в материалах к годовому собранию акционеров приводит в размере 101,2 млрд.руб. (около 3,5 млрд.$ по текущему курсу).

В последнее время много говорят о выводе активов из ОАО «Газпром». При этом чаще всего обращают внимание на совместную разработку месторождений (а это отнюдь не однозначное явление). Реально активы выводятся через тотальную «приватизацию» входящих и исходящих из ОАО «Газпром» финансовых потоков (они пропускаются через дружественные фирмы). Отметим, что только 1% от продажи продукции+капитальных вложений составляет около 200 млн.$ в год.

Приведем еще некоторые очень грубые, но полезные оценки. Строительство 1 км линейной части магистрального газопровода (с учетом расходов на строительство КС) обходится примерно в 1 млн.$. Освоение месторождения газа в Западной Сибири с уровнем добычи 10 млрд.куб.м газа в год обходится в 0,5-1 млрд.$. Строительство 100 км магистрального газопровода оправдано, если из него потребителями будет отбираться не менее 1 млрд.куб.м в год.

Для целей регулирования и контроля цен в мире известны три подхода:

·«cost+», когда с теми или иными поправками и допущениями оценивают расходы на производство продукции и ее доставку до потребителей;

·«net back», когда цена на конкретном рынке рассчитывается от некоторой публично известной цены (например – биржевой) обратным счетом, т.е. вычитаются транспортные и другие расходы;

·«must», когда орган регулирования волевым образом устанавливает цены исходя из общих соображений (как делалось с регулируемыми ценами в России после дефолта 1998г., известное «картельное соглашение»).

Другие способы контроля или регулирования цен являются сочетанием вышеупомянутых.

Часто можно слышать утверждение о том, что цены на газ в России существенно ниже «мировых цен». Что касается уровня «мировых цен», то открытый рынок с публичными котировками (например, биржевыми) существует в США и Канаде, в Европе – в Великобритании, и зарождается на западе Западной Европы (так называемый спотовый рынок). В Центральной и Восточной Европе открытого рынка газа нет, газ продается по долгосрочным (десятилетия) контрактам. Естественно цены в этих контрактах договорные и в точности широкой публике неизвестны. Но известен общий принцип их формирования (обычно они определяются расчетным образом по цене некоторой «энергетической корзины» за предыдущий период, на стоимость этой корзины существенное влияние оказывает цена на нефть, поэтому договорные цены на газ с задержкой в 3-6 месяцев «следуют» за ценами на нефть).Уровень этих договорных цен регулярно публикуется в открытой зарубежной прессе, кроме того очевидно, что ОАО «Газпром» должно сообщать величину экспортных цен таможенным органам.

Кроме того, необходимо понимать, что существует несколько уровней «мировых цен». Обычно национальная транспортная компания покупает газ на границе у зарубежного поставщика по «первой» оптовой цене. Затем транспортирует газ по своим магистральным газопроводам и реализует его крупным потребителям или газораспределительным организациям по «второй» оптовой цене. И лишь затем происходит розничная реализация газа. В [ОБЩЕЕ-8] приведены розничные цены для потребителей различного типа. Таким образом, говоря об ОАО «Газпром», необходимо сравнивать оптовую цену (для промышленных потребителей) в России с «первой» оптовой ценой в Европе. При сравнении необходимо иметь ввиду, что цены за рубежем чаще всего указываю не за тыс.кб.м (или другую объемную единицу), а за некоторый энергетический эквивалент (который рассчитывается с учетом теплотворной способности газа).

Попробуем грубо оценить, что значит «мировая цена» на газ в Московском регионе по методу «net back». В качестве базовой возьмем «первую» оптовую цену на границе с Германией (оценим ее в 100$ за тыс.куб.м, сейчас эта цена выше, но в 1998г. она была ниже). Таможенный тариф сейчас составляет 10% контрактной цены, т.е. 10$ за тыс.куб.м. Транспортные расходы оценим в 22$ за тыс.куб.м (2200 км транспортировки по газопроводам через Украину при транспортном тарифе 1$ за тыс.куб.м на 100 км). Наконец, акциз на газ составляет 30% от контрактной цены за вычетом транспортных расходов вне России (1700 км транспортировки по газопроводам от границы Россиия-Украина) и таможенных платежей, т.е. 22$ за тыс.куб.м. Таким образом «мировая оптовая цена» (без налогов) может быть оценена в Московском регионе в 46$ (100$-22$-10$-22$).

Отсюда, учитывая, что в настоящее время оптовая цена на газ в Московском регионе составляет 16$ за тыс.куб.м (13,5$ без акциза) можно сделать выводы:

·Утверждение о том, что ОАО «Газпром» бесплатно кредитовал всю экономику России, поставляя дешевый газ, несостоятельно. Перед дефолтом 1998г. оптовая цена на газ в Московском регионе составляла 43$ за тыс.куб.м (31$ без акциза, тогда акциз при реализации газа в России составлял 30%), а оптовые цены на границе с Германией были около 70$ (вывозная таможенная пошлина отсутствовала), т.е. расчетная «мировая оптовая цена» составляла 32$ за тыс.куб.м.

·Предлагая за 1-2 года поднять цены на газ в 2-3 раза, ОАО «Газпром» фактически хочет довести цены на газ в Росси снова до мировых.

Сравнение Российских розничных цен на газ с розничными ценами в Европе показывает, что цены на газ в России будут расти неизбежно, но рост цен должен сопровождаться их дифференциацией в зависимости от объема газа, используемого потребителем и стабильности режима его отбора.

Отметим, что в соответствии с Главой 22 «Акцизы» Налогового Кодекса (Часть вторая) акциз не взимается при реализации (передаче) отбензиненного сухого и нефтяного (попутного) газа после их обработки или переработки (пока писался настоящий отчет Госдума РФ приняла законодательную поправку, вводящую взимание акциза с экспортируемог отбензиненного газа на уровне ПГ). Естественно, что при экспортном акцизе более 20$ за тыс.куб.м газа и цене попутного газа в России 9,5-12$ за тыс.куб.м, а природного – около 13$ за тыс.куб.м (без акциза), то продажа отбензиненного газа на экспорт будет выгодна до тех пор, пока стоимость его переработки и транспортировки по России не буде превышать 22-23$. (что есть в настоящее время). Поэтому ОАО «Газпром» указал, что направил весь имеющийся у него отбензиненный газ на экспорт (что не запрещено, ведь реально даже не требуется точно указывать из какого месторождения куда направлен газ, весь газ поступает в трубопроводы ОАО «Газпром», а далее распределяется «из общего источника»). Возможно и нефтяным компаниям было бы выгодно оплачивать переработку своего попутного газа и его транспортировку с последующей продажей на экспорт, но ОАО «Газпром», фактически контролируя цены на транспорт газа и его переработку (через ОАО «СИБУР») может сделать этот проект экономически невыгодным даже при высоких экспортных ценах на газ.

Неструктурированность и неестественность акциза на газ проявляется и в следующем. При расчете экспортного акциза налоговой базой является выручка за вычетом расходов на транспортировку вне территории России и таможенных платежей. На протяжении ряда лет одним из публично озвучиваемых спорных вопросов между ОАО «Газпром» и газовиками Украины было то, что «нехорошие украинцы» устанавливали ОАО «Газпром» очень высокий транзитный тариф (назывались цифры до 1,75$ за тыс.куб.м на 100 км, что действительно высоко даже в сравнении с европейскими данными), а в ответ «обиженный» ОАО «Газпром» устанавливал украинской стороне высокую цену на газ, который поставлял на Украину в оплату этого транзита – 80$ за тыс.куб.м (отметим, с учетом расходов на транспортировку газа от украинской границы до центра Европы даже сейчас, при высоких ценах на газ, эта цена несколько выше «мировой», а два года назад она была существенно выше европейских цен). Поскольку ОАО «Газпром» никогда не платил и не платит денежными средствами за украинский транзит, а расплачивается поставками газа, в котором отчаянно нуждается Украина (около 32 млрд.куб.м ежегодно), то взаимное увеличение цен и тарифов с украинской стороной влияло на расходы ОАО «Газпром» исключительно в увеличении суммы акциза, уплачиваемого с поставляемого на Украину в счет оплаты транзита газа (было 30% от увеличения цены, сейчас – 15%), но при этом уменьшалась и налогооблагаемая база для расчета акциза на весь транспортируемый через Украину в Европу газ (около 100 млрд.куб.м в год), причем уменьшалась на все 100% суммы взаимного увеличения цен и тарифов. Получается парадоксальная ситуация, государство создает условия, когда ОАО «Газпром» выгодно иметь высокий транспортный тариф на Украине.

Об отсутствии необходимости возврата старых инвестиций при добыче газа см. экономический раздел Главы 3 настоящего отчета.

При реализации проекта строительства магистрального газопровода могла бы возникнуть аналогичная ситуация с невозможностью конкуренции с транспортными тарифами ОАО «Газпром» по причине необходимости обслуживания привлеченных под новый проект займов. Но эта ситуация не может реализоваться на практике, поскольку магистральные газопроводы как правило между собой не конкурируют (поэтому газотранспортные компании и являются субъектами естественных монополий), а строятся в новых направлениях под конкретные проекты.

Отметим, что высказанные соображения органы регулирования цен могут использовать как обоснование того, что расчетную «мировую цену» на газ в московском регионе для ОАО «Газпром» надо уменьшить еще минимум на 10$ за тыс.куб.м (т.е. не 46$, а 36$).

О структуре оптовых цен на газ.

Есть и еще одна причина, которая препятствует выходу независимых производителей газа на российский рынок. Как было сказано ранее, ОАО «Газпром» в целях минимизации налогов, начисляемых при добыче газа и для централизации финансовых потоков всячески старается минимизировать цены добычи. Но при этом естественно, представляя контролирующим государственным органам расчеты по стоимости газа, ОАО «Газпром» закладывает туда все свои расходы (и дополнительные расходы в добыче, и инвестиции в добычу, и все производственные расходы, и все непроизводственные расходы). В результате увеличивается стоимость транспортировки газа (косвенным доказательством этому служит то, что внутренние транспортные тарифы для предприятий ОАО «Газпром» почти в два раза ниже тарифов, установленных ФЭК для независимых производителей газа). Таким образом, мало того, что независимый производитель газа не сможет конкурировать с искусственно заниженной ценой добычи ОАО «Газпром», он «в квадрате» не сможет конкурировать с оптовой ценой ОАО «Газпром» на выходе из магистрального газопровода, заплатив завышенный транспортный тариф.

Неестественной является и структура дифференциации оптовых цен на газ по ценовым поясам. Минимальная цена меньше максимальной (на юге европейской части России) на 44%. Но транспортная составляющая в цене газа на юге России составляет явно больше половины. Из этого следует, что вблизи мест добычи газ продается с очень высокой рентабельностью, а на юге – с убытком. В целом по системе ОАО «Газпром» ситуация нивелируется. Отсюда, кстати становиться ясно, почему компания «Итера» стала заниматься реализацией газа в Свердловской области – ближайшем крупном промышленном регионе к ЯНАО.

Инвестиции и эффективность

Традиционно принято говорить об инвестиционном кризисе в российской промышленности в целом, и в ТЭК в частности. Однако в газовой отрасли ситуация несколько отличается от традиционной в лучшую сторону. Полностью исчерпан проектный ресурс более чем на трети объектов газовой промышленности (а в угольной промышленности, например, изношено более половины объектов). Массовое строительство магистральных газопроводов и освоение месторождений Западной Сибири производились в конце 70-х 80-е гг. и поэтому в отрасли имелся «инвестиционный запас», например пик «ресурсного» выбытия магистральных газопроводов должен прийтись на 2010-2012гг. Ниже в таблице приведены сравнительные данные по объему инвестиций в ТЭК в последнее «советское» десятилетие и первое «российское»:

Структура инвестиций в топливно-энергетический комплекс СССР и России

Направление инвестиций период:	1980 – 1990	1990 – 2000	Изменение
Добыча и транспортировка нефти	41%	33%	70,5%
Нефтепереработка	2%	3%	150,0%
Добыча и транспортировка газа	31%	41%	133,6%
Электроэнергетика	17%	20%	117,6%
Добыча угля	9%	3%	23,3%
Итого:	100%	100%

Формально относительная доля инвестиций в газовую отрасль увеличилась, и основной причиной этого были инвестиционные льготы и преференции, полученные РАО «Газпром» в первой половине 1990-х гг. (в частности Указом Президента РФ от 05.11.1992г. №1333, который определял порядок акционирования Государственного газового концерна «Газпром», обществу было предписано создать «единый фонд стабилизации и развития» и отчисления в него относить на себестоимость; и только Указ Президента РФ от 01.09.1995г. №894 остановил эту практику). С другой стороны, уменьшился абсолютный объем инвестиций и оказалось, что использовались они крайне неэффективно.

Но сейчас можно констатировать, что «инвестиционный запас» уже израсходован. В целом, из-за общего дефицита инвестиционных ресурсов, начиная с 1994г. прирост разведанных запасов газа и нефти не компенсирует их промышленную добычу. Вплоть до 1999г. пророст запасов нефти составлял 80% от ее добычи, газа – 60% от его добычи. Это, по сути, означало, что развитие энергоресрурсной базы национальной экономики приобрело в девяностые годы экстенсивный характер.

Критическое состояние основных фондов предприятий топливно-энергетического комплекса накладывается на падение темпов ввода новых месторождений газа и нефти. Это вызвано тем, что разведочное бурение и обустройство новых месторождений являются весьма капиталоемкими операциями (разработка месторождения с запасами от 1 до 2 трлн. м³ газа или от 100 до 300 млн. тонн нефти требует инвестиций в размере 2 – 3 млрд. долл. США) с длительным циклом окупаемости (не менее 5 -7 лет).

Локальный инвестиционный подъем, охвативший нефтяной сектор отечественной экономики во второй половине 1999 – 2000 гг. (и связанный прежде всего с высокими мировыми ценами на нефть), практически обошел стороной газовую отрасль. Напротив, общим местом стали заявления ее представителей о глубоком инвестиционном кризисе, который она переживает, а также о необходимости срочного привлечения крупных капиталовложений, измеряемых десятками миллиардов рублей. В частности, представители ОАО «Газпром», прогнозируя на 2000г. падение объемов добычи на 2000г. на 10 – 12 млрд. м3 и на 2001г. – на 36 млрд. м3, утверждают, что для расширения эксплутационного бурения на имеющихся месторождениях и ввода новых в первом десятилетии XXI века потребуются инвестиции от 80 до 100 млрд. долл. США.

По аналогии с первой третью 1990-х гг., когда ОАО «Газпром» имел весьма существенные инвестиционные преференции, представители газовой монополии главным источником инвестиций считают выручку компании, измеряемую в конце 1990-х гг. в интервале от 8 до 10 млрд. долл. США ежегодно, прежде всего по контрактам о поставке газа в дальнее зарубежье. Существенно меньшим инвестиционным потенциалом – с позиции газовой монополии, – обладает выручка, генерируемая продажами газа на внутреннем рынке и странам СНГ – из-за неплатежей, превысивших 120 млрд. руб. (по России) и 3 млрд. долл. США (Украина, Беларусь, Молдова).

Для обеспечения необходимых (590 – 630 млрд. м³ в год) уровней добычи газа в 2001 – 2010гг. ОАО «Газпром» должен ввести в разработку ряд новых месторождений на полуостровах Ямал и на Арктическом шельфе (Заполярное, Штокмановское, Бованенковское). Между тем, указанные месторождения расположены в отдаленных регионах с крайне неблагоприятными природно-климатическими условиями и неразвитой траспортно-коммуникационной инфраструктурой. Сами месторождения имеют сложные горно-геологические характеристики, обладают меньшими подтвержденными запасами газа, нежели те, которые эксплуатируются в настоящее время. Прокладка новых газотранспортных магистралей от указанных месторождений не только к местам потребления, но и до действующих газопроводов, также представляет собой сложную инвестиционную проблему. В целом же в 2000 – 2010 гг. следует ожидать значительного увеличения удельных затрат на добычу газа, обеспечить финансирование которых за счет собственных ресурсов, как показано выше, ОАО «Газпром» не сможет.

Таким образом, глубокое и объективно необходимое переустройство российской газовой отрасли и ТЭК в целом возможно только за счет повышения их инвестиционной активности и инвестиционной привлекательности. В свою очередь, повышение инвестиционной активности и привлекательности возможно лишь при условии учета базовых принципов организации любого инвестиционного процесса, в число которых входят прозрачность объектов инвестирования, исключение или минимизация неэффективных затрат при использовании инвестиций, обоснованность и предсказуемость движения инвестиционных потоков, гарантии прав инвесторов и обеспечение доходной возвратности инвестиций. Перечисленные принципы реализуются настолько эффективно, насколько эффективны структура, стратегический менеджмент и деловая практика потребителей инвестиционных ресурсов.