О концепции развития рынка газа в Российской Федерации

1. ЦЕЛИ ПОЛИТИКИ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОГО РЫНКА
2. ПОТЕНЦИАЛ И ПРОБЛЕМЫ ГАЗОВОГО РЫНКА
   1. Ресурсы и инфраструктура
   2. Потенциал газового рынка Восточной Сибири и Дальнего Востока
   3. Основные участники рынка
   4. Система торговых отношений
   5. Налогообложение, цены, государственное регулирование
   6. Динамика внутреннего и внешнего спроса на газ
   7. Ограничения развития
3. АНАЛИЗ ДЕЙСТВИЙ ПО РЕФОРМИРОВАНИЮ ГАЗОВОГО РЫНКА В ПРЕДЫДУЩИЕ ГОДЫ
4. СТРАТЕГИЯ УСТОЙЧИВОГО РАЗВИТИЯ РЫНКА ГАЗА
   1. Задачи
   2. Принципы
5. МЕРЫ В ОБЛАСТИ РАЗВИТИЯ РЫНКА ГАЗА
   1. В области развития системы торговых отношений
   2. В области инфраструктуры рынка
   3. В области ценовой политики
   4. В области налогообложения
   5. В области системы регулирования рынка
   6. В области хеджирования рыночных рисков
   7. В области структурной политики
6. ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ РЫНКА ГАЗА
7. АНАЛИЗ МИРОВОГО ОПЫТА (приложение)

I. ЦЕЛИ ПОЛИТИКИ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОГО РЫНКА

Система газоснабжения потребителей Российской Федерации и ее институциональная основа - рынок газа Российской Федерации - важнейший элемент системы ресурсного обеспечения экономического развития страны. В России ежегодно потребляется (с учетом расхода газа на технологические нужды системы газоснабжения) 410 млрд. куб. м газа, или более 70% от всего объема газа, добываемого в стране. Масштабы внутреннего рынка начиная с 1998 г. стабильны и имеют тенденцию к некоторому росту (1,6-1,7% в год). Газ составляет 50% в структуре баланса первичных энергоносителей в стране и в долгосрочной перспективе продолжит оставаться доминирующим энергетическим ресурсом национальной экономики.
Газовая отрасль России при наличии достаточной ресурсной базы и уникальной технологической инфраструктуры характеризуется диспропорциями, которые могут стать ограничениями развития всех участников газового рынка.
Политика развития рынка газа в Российской Федерации направлена на обеспечение функционирования газовой отрасли в режиме устойчивого развития в целях долгосрочного, надежного и экономически эффективного газоснабжения потребителей Российской Федерации. Концепция развития рынка газа в Российской Федерации призвана на основе оценки потенциала, проблем и тенденций развития газовой отрасли сформулировать задачи и принципы государственной политики развития рынка газа на средне- и долгосрочную перспективу.

II. ПОТЕНЦИАЛ И ПРОБЛЕМЫ ГАЗОВОГО РЫНКА

Цели, задачи и основные принципы политики развития рынка газа в Российской Федерации основаны на:

• оценке ресурсной базы рынка и состояния рыночной инфраструктуры;
• анализе функций участников рынка и их сложившейся системы торговых отношений;
• налоговой, ценовой политики государства и системы регулирования газового рынка;
• прогнозной динамики внутреннего и внешнего спроса на газ, добываемый в Российской Федерации, с учетом разных сценарных условий формирования спроса;
• анализе международного опыта реформ газового сектора.

Ресурсы и инфраструктура

Сырьевая база природного газа в России, как ее разведанная, так и прогнозная часть, достаточна и надежна для перспективного обеспечения потребностей внутреннего рынка и нужд экспорта. Текущие разведанные запасы природного газа (промышленные запасы категории A+B+C1) составляют около 47 трлн. куб. м, в том числе в Западной Сибири - около 35 трлн. куб. м (74%). Ближайшие для освоения ресурсы газа (запасы категории С2 и ресурсы категории С3 + Д1) оцениваются в 100 трлн. куб. м, в том числе по Западной Сибири - около 51 трлн. куб. м (северные районы). Такого объема запасов достаточно для обеспечения ежегодной добычи газа в размере 700 млрд. куб. м в течение 80-100 лет.
Для сырьевой базы природного газа характерна высокая степень концентрации разведанных запасов в крупнейших месторождениях. 75% суммарных запасов газа (35,2 трлн. куб. м) сосредоточено в 21 месторождении (2,7% из 786 открытых месторождений с индивидуальными запасами более 500 млрд. куб. м), еще 22% суммарных запасов (11 трлн. куб. м) - в 118 месторождениях (15% открытых месторождений с запасами 30-500 млрд. куб. м). Из 21 крупнейшего месторождения 7 являются наиболее крупными (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Харасавейское, Штокмановское, Астраханское) и сосредотачивают суммарные запасы 24,8 трлн. куб. м (53% суммарных запасов газа), при этом в 4 из них, находящихся в разработке (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Астраханское месторождения), сосредоточено 16,6 трлн. куб. м запасов газа (35% от суммарных и 79% от разрабатываемых запасов).
Основным газодобывающим регионом России остается Надым-Пуртазовский район Западной Сибири, на его долю приходится 92,5% добычи газа ОАО "Газпром" и 81% общероссийской. В системе ОАО "Газпром" 68% добычи газа (349 млрд. куб. м в год) дают 3 базовые сеноманские залежи Уренгойского (156 млрд. куб. м, или 30%), Ямбургского (161 млрд. куб. м, или 31%) и Медвежьего (32 млрд. куб. м, или 6%) месторождений. Объемы добычи газа из других сеноманских залежей, разрабатываемых ОАО "Газпром" (Юбилейное, Ямсовейское, Вынгапуровское, Комсомольское, Вынгаяхинское, Западно-Таркосалинское месторождения), составляют около 17% (89 млрд. куб. м). Газ сеноманских залежей является наиболее дешевым с точки зрения удельных затрат на разведку, освоение и добычу, однако эпоха сеноманского газа заканчивается, уже пройден пик возможностей его добычи.
На территории России, в т.ч. непосредственно в крупных газопотребляющих регионах, имеется большое количество ресурсов газа регионального и местного значения. Только в Европейской части России имеется около 185 малых (с запасами менее 40 млрд. куб. м) месторождений природного газа с суммарными запасами около 420 млрд. куб. м (категории А+В+С1+С2).
Из общего количества разрабатываемых запасов более 11 трлн. куб. м находятся на нижележащих горизонтах месторождений с падающей добычей газа. Выработка базовых месторождений сеноманского газа Западной Сибири (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье), обеспечивающих более 85 процентов текущей добычи уже составляет от 46 до 78 процентов. Согласно прогнозам, начиная с 2007 г., функция основных газодобывающих районов перейдет к новым газовым месторождениям с более высокими издержками добычи (месторождения в акваториях Обской и Тазовской губ, Штокмановское на шельфе Баренцева моря, месторождения полуострова Ямал). Свыше 76% добычи газа будет приходиться на новые месторождения. Себестоимость газа, добываемого на новых месторождениях, будет достаточно высока - не менее 8-12 долл. США за 1000 куб. м газа по сеноманским залежам и до 20 долл. США за 1000 куб. м и выше - по нижнемеловым и ачимовским отложениям.
Таким образом, внутренний рынок газа в долгосрочной перспективе обеспечен достаточным объемом ресурсов газа. Вместе с тем, высокая концентрация запасов в отдельных крупных месторождениях, а также выданных лицензий на их разработку, ограничивают возможности для развития конкуренции в газодобыче, а условия добычи газа из новых месторождений позволяют прогнозировать значительный рост издержек на добычу газа начиная с 2006-2007 г.
Основой технологической инфраструктуры газового рынка является Единая система газоснабжения Российской Федерации, основу которой, в свою очередь, составляют единая система магистральных газопроводов высокого давления (газотранспортная система), централизованная система диспетчерского управления потоками газа и система подземных хранилищ газа, формирующая резерв для покрытия сезонных колебаний рыночного спроса. Собственником Единой системы газоснабжения является ОАО "Газпром".
Протяженность магистральных газопроводов и отводов, входящих в газотранспортную систему, составляет 154,9 тыс. км (газопроводы диаметром 1020, 1220 и 1420 мм составляют более 62%). В систему входят газоперекачивающие агрегаты установленной мощностью около 42,6 млн. кВт и 3645 газораспределительные станции, обеспечивающие выдачу газа в газораспределительные системы (системы газопроводов низкого и среднего давления, обеспечивающие доставку газа розничным потребителям). Техническое состояние газотранспортной системы требует ее существенной модернизации: износ основных производственных фондов здесь составляет 56%, в т.ч. оборудования компрессорных станций (по данным ОАО "Газпром") - более 89%. Технически возможная пропускная способность газотранспортной системы ограничена и составляет 569 млрд. куб. м в год (с учетом технологических резервов в объеме 59,7 млрд. куб. м), что ниже ее проектной производительности на 52,4 млрд. куб. м в год. Особой проблемой является необходимость оптимизации системы, имеющей достаточное количество "узких мест" (отсутствие ряда межсистемных перемычек), существенно сужающих ее маневренность. Маневренность газотранспортной системы сдерживается также практически полным отсутствием реверсных газопроводов. Система потребует расширения в будущем для обеспечения выдачи газа из новых месторождений (месторождения Обской и Тазовской губ, шельфа, полуострова Ямал), а также месторождений, разрабатываемых независимыми производителями газа (логика развития газотранспортной системы в рамках ОАО "Газпром" не предполагала специального строительства магистральной инфраструктуры, необходимой для выдачи в систему газа, добываемого другими производителями).
Мощность 22 действующих подземных хранилищ газа составляет не более 9-11% от ежегодных объемов газодобычи, что существенно ниже стандартов функционирования зарубежных газовых рынков и негативно влияет на показатели маневренности системы газоснабжения и устойчивости к колебаниям спроса и предложения.
Политика формирования газотранспортной системы строилась на принципах сооружения мощных транспортных коридоров для транспортировки значительных объемов газа на большие расстояния в основные газопотребляющие регионы, в первую очередь Европейскую часть страны, по системам магистральных газопроводов Северный Кавказ-Центр, Бухара-Урал, Средняя Азия-Центр, Западная Сибирь-Центр. В результате отношение общей протяженности магистральных газопроводов к суммарной длине распределительных газопроводов низкого давления в России составляет 1:2,4, тогда как в США это соотношение составляет 1:11,7, в Великобритании - 1:13 (протяженность газораспределительных сетей низкого давления составляет около 360 тыс. км, в т.ч. в городах - 174 тыс. км, сельской местности - 186 тыс. км. Уровень газификации населенных пунктов России природным газом остается низким и составляет в среднем 51,7%. При этом в городах этот показатель равен 59,7%, а в сельской местности - лишь 30,6%.
Газораспределительная инфраструктура, собственниками которой являются газораспределительные организации, в значительной степени изношена (в отдельных газораспределительных системах износ составляет до 80% и более), требуются значительные вложения в ее модернизацию. Принципы регулирования тарифов на услуги газораспределительных организаций не обеспечивают достаточной прибыльности этих структур (регулирование по традиции привязано к издержкам), в результате чего из-за нехватки инвестиционных средств и амортизационных отчислений (основные производственные фонды в значительной степени недооценены) реконструкция и техническое перевооружение систем газораспределения проходит недостаточно быстрыми темпами. В структуре расходов на развитие распределительной системы и газификацию основное место занимали бюджетные средства (65%, из которых около 95% - средства региональных и местных бюджетов). 3 мая 2001 г. Правительством Российской Федерации было принято постановление № 335 "О порядке установления специальных надбавок к тарифам на транспортировку газа газораспределительными организациями для финансирования программ газификации", позволяющее включать в тарифы на транспортировку газа по газораспределительным сетям специальные надбавки, предназначенные для финансирования программ газификации.
Таким образом, следует констатировать, что устойчивое развитие газового рынка Российской Федерации потребует серьезных усилий по модернизации как магистральной, так и распределительной газотранспортной инфраструктуры, развитию и повышению устойчивости и маневренности этих систем, строительству реверсных газопроводов и ликвидации "узких мест". Требуется также наращивание мощности подземных хранилищ газа, представляющих собой системный резерв балансировки газового рынка.

Потенциал газового рынка Восточной Сибири и Дальнего Востока

Потенциал газодобывающих районов Восточной Сибири (Ковыктинское месторождение в Иркутской области с запасами 1,6 трлн. м3 газа, месторождения Республики Саха-Якутия) и Дальнего Востока (Сахалина и Камчатки с начальными суммарными ресурсами газа около 24 трлн. куб. м., 50% из которых находятся на шельфе морей) весьма высок. В настоящее время осуществляется ряд точечных проектов по газификации регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока: окончание строительства газопровода Сахалин-Комсомольск-Хабаровск (1 очередь) будет способствовать газификации Хабаровского края ; на территории Республики Саха-Якутия осуществляется строительство газопровода Средне-Вилюйское ГКМ-Мастах-Берге-Якутск (3 нитка); в Камчатской области осуществляется строительство газопровода от Соболевского района (основной газодобывающий район области) до г.Петропавловск-Камчатский.
Максимальный собственный потенциал спроса на газ в этих регионах составляет до 10 млрд. куб. м газа в год при средней цене поставок 25 долл. США за 1000 куб. м (при увеличении цены до 50 долл. США за 1000 куб. м спрос, по оценке субъектов Российской Федерации, входящий в Дальневосточный федеральный округ, может снизиться до не более чем 2 млрд. куб. м газа в год), что, безусловно, нельзя признать достаточным рынком сбыта для окупаемости проектов по развитию газодобычи в этих регионах. Комплексную картину развития газовых рынков на востоке России возможно будет сформировать только после достижения определенности с экспортными рынками сбыта газа, при этом рынки будут в значительной мере сохранять монопольную структуру с доминированием традиционных региональных поставщиков, а развитие деятельности по производству сжиженного газа (в первую очередь, на Сахалине) будет ориентировано в первую очередь на экспортный рынок.

Основные участники рынка

Субъектный состав рынка газа включает производителей газа, газосбытовые компании, газораспределительные организации, операторов инфраструктуры и потребителей газа. Рынок газа в определенной степени сегментирован, что обусловлено естественной территориальной изоляцией от Единой системы газоснабжения ряда регионов добычи газа (месторождения Республики Саха-Якутия, Таймырского автономного округ, Камчатки и Сахалина).
Производителями газа в Российской Федерации являются ОАО "Газпром" и его дочерние и зависимые общества, независимые от ОАО "Газпром" производители газа, работающие в Единой системе газоснабжения, и производители, добывающие газ в рамках региональных систем газоснабжения, изолированных от Единой системы газоснабжения. Лицензии на разработку основной доли запасов газа имеют ОАО "Газпром" и его зависимые общества, владеющие 157 лицензиями на разработку 80 объектов с запасами газа категорий А+В+С1 26,8 трлн. куб. м газа, С2 - 5 трлн. куб. м газа. Независимые от ОАО "Газпром" организации владеют лицензиями на разработку 14,2 трлн. куб. м газа, или более 30% его запасов, в т.ч. нефтяные компании - 10,7 трлн. куб. м газа, или 23% его запасов. 5,9 трлн. куб. м газа находится в нераспределенном фонде запасов.
В 2001 г. в России добыто 581 млрд. куб. м природного и попутного газа, что на 0.5% ниже уровня добычи 2000 г. (584 млрд. куб. м). В 2002 году добыча прогнозируется несколько выше. Доминирующим производителем газа является ОАО "Газпром" со своими дочерними и зависимыми обществами, которые в 2001 году добыли около 540 млрд.м3 (93% от общего объема газодобычи). При этом для ОАО "Газпром" характерны более высокие темпы падения добычи газа, чем в целом по отрасли: в 2001 г. ОАО "Газпром" добыло на 11,2 млрд. куб. м газа меньше, чем в 2000 г., или на 2,1%.
Нефтяные компании в 2001 г. добыли 34,5 млрд. куб. м газа (5,9% от общего уровня добычи), увеличив добычу на 4,1% против уровня 2000 г. (на 3,5 млрд. куб. м). Лидерами добычи являются ОАО "НК "Сургутнефтегаз" (свыше 11 млрд. куб. м газа в год), ОАО "НК "Роснефть" (около 6 млрд. куб. м), ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (около 4 млрд. куб. м). Компании, добывающие газ в регионах, изолированных от Единой системы газоснабжения (акционерные общества "Норильскгазпром", "Якутгазпром", "Алроса-газ", "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" и "Камчатгазпром") добыто 6,4 млрд. куб. м газа (1,1% от общего объема газодобычи).
Высокая степень монополизации сферы добычи газа со стороны ОАО "Газпром", в значительной степени обусловленная концентрацией запасов газа в отдельных крупных месторождениях и структурой выданных лицензий на их разработку, во многом предопределяет характер функционирования и развития рынка газа в Российской Федерации и его монопольную структуру. Вместе с тем, для рынка характерен ряд процессов, связанных с вероятным сокращением доли ОАО "Газпром" в газодобыче в будущем. Во-первых, доля независимых производителей газа в распределении запасов газа существенно выше, чем в текущей добыче (30% против 7%), а месторождения ОАО "Газпром" находятся в стадии затухающей добычи, что свидетельствует об объективных предпосылках для роста доли независимых производителей газа в добыче в будущем. Во-вторых, возможности независимых компании по инвестированию в разработку новых месторождений достаточно высоки ввиду:

• наличия у этих компаний свободного капитала для инвестирования и потенциального экономического интереса к развитию газового бизнеса (что представляется позитивной тенденцией развития межотраслевого перелива капитала);
• отсутствия у этих компаний необходимости отвлечения прибыли на выплаты по значительному долговому бремени.

Свою роль играет и перспективное выравнивание условий хозяйственной деятельности, обусловленное удорожанием стоимости добычи газа из новых месторождений ОАО "Газпром".
Одновременно с деятельностью по добыче газа, ОАО "Газпром" является собственником и управляет инфраструктурой рынка. Компании принадлежат газотранспортная система, система диспетчерского управления потоками газа, система подземных хранилищ газа. С одной стороны, это позволяет компании выступать в качестве гаранта надежности газоснабжения потребителей Российской Федерации и осуществлять координацию производственно-технологических и коммерческих процессов по газоснабжению, обеспечивая работу с потребителями в режиме "одного окна". С другой стороны, владение инфраструктурой рынка создает дополнительные предпосылки для усиления рыночной власти компании, что может представлять собой определенные сложности для независимых производителей газа при реализации проектов по развитию газодобычи и расширению присутствия на газовом рынке.
Несмотря на то, что в рамках ОАО "Газпром" существуют 17 дочерних компаний, эксплуатирующих магистральные газопроводы, а также Центральное производственно-диспетчерское управление (ЦПДУ), осуществляющее функции по управлению потоками газа в системе, они не являются полноценными центрами юридической ответственности Компании, подразделения, эксплуатирующие магистральные газопроводы, арендуют их у собственника и выполняют в основном технические функции, а ЦПДУ не является самостоятельным юридическим лицом и не имеет регламентированной в правовом поле ответственности перед участниками рынка.
Доминирующую роль в поставках газа российским потребителям играет специализированная дочерняя торговая компания ОАО "Газпром" - ООО "Межрегионгаз", а также контролируемые ею структуры - "регионгазы", специализирующиеся на обслуживании конкретных территорий. ООО "Межрегионгаз" было создано в 1997 г., в период массовых неплатежей и господства неденежных форм расчетов на внутреннем рынке газа, и сумело в течение 1997-2001 гг. нормализовать систему расчетов российских потребителей за газ посредством жесткой централизации сбытовой политики.
Доля независимых сбытовых организаций по продаже газа невелика, часть из них аффилированы или действуют на основании соглашений о совместной деятельности с ОАО "Газпром" (например, реализацию газа потребителям, расположенным на территории Свердловской области, осуществляет нефтегазовая компания "Итера"). Независимые производители газа, в первую очередь нефтяные компании, сбывают газ в основном в районах добычи (Тюменской области), в связи с чем уровень рыночной концентрации в сбыте газа в основных газопотребляющих районах страны (Европейской части России и на Урале) еще выше, чем в добыче газа, и близок к 100%.
Важную роль в цепи поставок газа потребителям играет сектор газораспределения. В России насчитывается более 320 организаций, эксплуатирующих газопроводы среднего и низкого давления и обслуживающих средних и мелких, а также некоторых крупных потребителей газа, не подключенных к магистральным газопроводам через систему газопроводов-отводов. По сути, газораспределительные организации и крупные промышленные предприятия, эксплуатирующие распределительные газопроводы, выступают системообразующим звеном в решении задачи надежного обеспечения газом большинства потребителей России. До 1998-1999 гг. газораспределительные организации (ГРО) выступали основными продавцами газа конечным потребителям.
В последние годы возросла зависимость ГРО от ОАО "Газпром". Благодаря меньшим возможностям ГРО по преодолению проблем платежной дисциплины в 1994-1999 гг., худшему менеджменту и - как следствие - нестабильному финансовому состоянию. ОАО "Газпром" через аффилированные структуры проводило последовательные операции по консолидации управления ГРО через специальную структуру - ОАО "Регионгазхолдинг", которая сегодня фактически контролирует до 70% ГРО. С одной стороны, концентрация контроля над ГРО способствовало стабилизации финансового состояния последних, развитию газификации регионов, с другой стороны, оно привело к усилению монопольных тенденций на газовом рынке.
На российский рынок поставляется газ, импортируемый из центрально-азиатских государств-производителей газа (Туркменистана, Казахстана, Узбекистана). Закупки импортного газа и его перепродажа на российском рынке осуществляются в основном дочерними компаниями ОАО "Газпром", однако в будущем вероятен рост роли независимых компаний, закупающих газ по импорту для поставок российским потребителям. Потенциал импорта газа в Российскую Федерацию в 5-7 летней перспективе - 30-35 млрд. куб. м газа в год.
Основной потребитель газа в России - электроэнергетика, ежегодно потребляющая около 140 млрд. куб. м газа (около 40% от объема внутреннего газопотребления). Крупные энергокомпании - основные потребители газа в России (например, только ОАО "Мосэнерго" потребляет 21 млрд. куб. м газа в год, или более 70% от всего объема добычи газа независимыми производителями). Спрос на газ со стороны электроэнергетических компаний постоянно растет, в первую очередь в результате действия экономических факторов (низкие цены и ряд дополнительных преимуществ по сравнению с альтернативными видами топлива), а также из-за неэффективной системы расхода газа на топливные цели - значительная его доля сжигается в базисной части графика нагрузок на станциях с паросиловым циклом, КПД которых не превышает 30%. В Европейской части России на тепловых электростанциях конденсационного типа сжигается таким образом около 30 млрд. куб. м газа в год. Переход от паротурбинных к парогазовым установкам на газе обеспечит повышение КПД сжигания топлива до 55%, а в перспективе и до 60%, что могло бы обеспечить сужение спроса на газ со стороны электроэнергетических компаний, однако экономические стимулы для инвестиционных решений в области снижения потребления газа отсутствуют.
Расточительная модель потребления газа характерна и для других групп потребителей газа, газоемкость технологических процессов которых существенно выше зарубежных аналогов. Это относится и к предприятиям металлургической промышленности (8% внутреннего газопотребления, или 28 млрд. куб. м), агрохимии и нефтехимии (7%, или 24,5 млрд. куб. м), коммунально-бытового сектора (14%).Для коммунальных котельных также характерен низкий КПД использования газа - в среднем он не превышает 30%.

Система торговых отношений

Отношения по поставкам газа в Российской Федерации, помимо общих норм гражданского права, регулируются Федеральными законами "О газоснабжении в Российской Федерации" и Правилами поставки газа в Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 5 февраля 1998 г. № 162. Специальные правила торговли газом через Единую систему газоснабжения необходимы с точки зрения технологического обеспечения процесса газоснабжения. Однако Правила поставки газа несколько сужают сферу гражданско-правовых отношений и рыночных механизмов, расширяя применение административных правоотношений. Недостаточно прозрачной является система установления лимитов поставок газа его покупателям с штрафными санкциями за их превышение.
Конкуренция на внутреннем рынке газа практически отсутствует - доминирующим поставщиком газа является ОАО "Газпром". Доля независимых производителей газа в структуре внутренних продаж газа не превышает 7%. Такая ситуация отчасти объясняется уже упомянутой выше сложившейся структурой выданных лицензий на разработку газовых месторождений: ОАО "Газпром" и его дочерние общества владеют лицензиями на разработку 157 месторождений, в которых сосредоточено 57% запасов газа, при этом реально разрабатывая только 80 объектов.
В ОАО "Газпром" существует централизованная система планирования и организации поставок газа, что существенно снижает роль рыночных факторов при формировании спроса и предложения на рынке. Организованная торговля газом через торговые площадки, равно как и срочные сделки, на рынке отсутствуют (за исключением работающей в порядке эксперимента с сентября 2002 г. торговой площадки при ООО "Межрегионгаз"). Отсутствует и публичная информация о параметрах спроса и предложения и результатах сделок, рынок является в достаточной степени закрытым - в нем преобладают двусторонние отношения между ОАО "Газпром" и потребителями газа. В таких условиях участникам рынка достаточно сложно прогнозировать объемы и динамику спроса и предложения на рынке.
Долгосрочные отношения по поставкам газа на рынке также отсутствуют, что является следствием сбытовой политики ОАО "Газпром", который обычно заключает договоры сроком действия не более года. Между тем, долгосрочные контракты на поставку газа являются одним из потенциальных инструментов создания инвестиционных гарантий для проектов по строительству газопотребляющих производств (электростанций, металлургических, химических, нефте- и газохимических предприятий, систем теплоснабжения), в связи с чем развитие данного вида инструментов на газовом рынке представляется весьма желательным. Долгосрочные контракты необходимы и производителям газа, вкладывающим средства в разработку новых газовых месторождений и заинтересованным в формировании гарантированного долгосрочного рынка сбыта товара.
ЦПДУ ОАО "Газпром" де-факто является технологическим оператором рынка, обеспечивающим надежное функционирование Единой системы газоснабжения. В соответствии с Правилами поставки газа ЦПДУ наделено функциями принятия решений о режиме транспортировки, поставки и отбора газа, введении в действие графиков ограничения снабжения газом покупателей, очередности их ограничения и соответствующим изменении суточного объема передаваемого покупателям газа, обязательных для поставщиков, газотранспортных и газораспределительных организаций и покупателей газа.
Реализация таких функций оказывает существенное влияние на коммерческие показатели результатов торговли газом. Вместе с тем, правила формирования режима транспортировки, поставки и отбора газа, введения в действие графиков ограничения регулируются внутренними документами ОАО "Газпром", при этом ЦПДУ не является юридическим лицом, не имеет договорных отношений с субъектами газового рынка и не может быть признано полноценным центром ответственности перед участниками рынка за соблюдение порядка ведения режима транспортировки, поставки и отбора газа.
Существующая емкость подземных хранилищ газа (ПХГ) составляет примерно 53 млрд. куб. м, а по техническим характеристикам все ПХГ являются сезонно-пиковыми и предназначены для сглаживания сезонных колебаний спроса, связанных с увеличением потребления газа в осенне-зимний период. Между тем, на зарубежных рынках газа функционируют и пиковые ПХГ, используемые для балансировки газового рынка в оперативном режиме. Наличие такого рода хранилищ является основным инструментом формирования оперативного резерва в системе газоснабжения, позволяющего избежать необходимости ограничений покупателей газа в результате колебаний спроса и предложения.
В этом отношении переход от системы балансировки рынка при пиковых колебаниях спроса и предложения за счет введения принудительных ограничений покупателей к политике предварительного резервирования товара представляется вполне естественным путем развития рыночных отношений в газовой отрасли. Проблема отсутствия пиковых ПХГ могла бы быть решена с привлечением инвестиций в первую очередь со стороны самих участников рынка (удельные расходы на введение в действие 1 млрд. куб. м емкости ПХГ составляют от 50 до 100 млн. долл. США). Тем более, что сегодня услуги по хранению газа коммерциализированы и представляют собой один из технологических элементов системы газоснабжения, который может быть выделен в самостоятельную группу функций и носить характер, платных услуг.
Доступ независимых организаций к газотранспортной системе ОАО "Газпром" регулируется Федеральными законами "О газоснабжении в Российской Федерации" и Положением об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО "Газпром", утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 14 июля 1997 г. № 858. Нормы, содержащиеся в указанных документах, гарантируют любой организации на территории Российской Федерации право доступа к свободной (не используемой ОАО "Газпром") мощности для транспортировки газа российским потребителям. Предоставление доступа осуществляется на основании принятия ОАО "Газпром" решения об акцепте оферты на доступ при соблюдении ее подателем определенных условий, при этом ОАО "Газпром" наделено правом отказа в обслуживании (п.12 Положения об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе).
Одной из основных проблем доступа к газотранспортной системе является неформализованность раскрытия информации. Отсутствие стандартизированной информации о загрузке газотранспортных мощностей системы по направлениям транспортировки, четких принципов их продажи или распределения между участниками рынка, разрешительный принцип доступа, отсутствие у ОАО "Газпром" объективных экономических стимулов к развитию системы в интересах независимых производителей газа создают серьезные препятствия развитию бизнеса независимых производителей в области газодобычи, повышая риски инвестиционных проектов по добыче газа.
Хотя податели заявок на доступ вправе обжаловать отказ в обслуживании в Комиссии Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов и в суде, тем не менее, в отличие от принципа публичной оферты, установленной ст.445 Гражданского кодекса Российской Федерации, где отказ невозможен и возможны лишь разногласия по условиям использования, в системе доступа к газотранспортной системе отказ от обслуживания юридически допустим и исход ситуации не является предсказуемым. Это серьезно повышает проектные риски независимых производителей газа, фактически создавая возможность полного превращения вложений в разработку собственных газовых месторождений в омертвленный капитал.
Логика планирования развития газотранспортной системы ОАО "Газпром", не являющейся самостоятельным центром бизнеса внутри компании, построена на обслуживании коммерческих интересов ОАО "Газпром" в области выдачи в систему газа, добываемого на месторождениях этой компании, и освоения ею новых рынков сбыта внутри страны и за рубежом. В этой ситуации ОАО "Газпром" объективно не имеет стимулов строить новые газопроводы и повышать маневренность газотранспортной системы в интересах независимых производителей газа и развития конкуренции на внутреннем рынке. Такой экономический интерес мог бы возникнуть при функционировании газотранспортной системы в качестве самостоятельного центра прибыли, для которого равновыгодным было бы оказание услуг по транспорту газа и для ОАО "Газпром", и для независимых производителей. В этом случае решения по развитию и оптимизации системы носили бы сбалансированный характер и диктовались бы коммерческими параметрами, связанными исключительно с транспортировкой газа, а не с ситуацией на рынке его добычи и реализации.
Таким образом, адекватное функционирование и развитие газотранспортной системы ОАО "Газпром" не только в интересах этой компании, но и в интересах всех участников газового рынка, очевидно требует придания отношениям по доступу к газотранспортной системе публичного характера на основе принципов гражданского законодательства и ограничения "разрешительного" принципа доступа, а также рассмотрения вариантов формирования на базе газотранспортной системы ОАО "Газпром" полноценного центра прибыли.
С принятием Правил поставки газа в Российской Федерации, Положения об обеспечении доступа организаций к местным газораспределительным сетям", утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 24 ноября 1998 г. № 1370 и развитием прямых контрактных отношений между оптовыми поставщиками - ООО "Межрегионгаз" и его аффилированными структурами - и непосредственными потребителями газа роль ГРО сместилась от функции монопольных газоснабжающих организаций к функции региональных компаний по транспорту газа. Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации в 1998-2002 гг. для всех ГРО Российской Федерации были установлены тарифы на транспортировку газа как самостоятельный вид услуги. Доля поставок газа потребителям по прямым договорам (в которых ГРО выступают исключительно как газотранспортные компании) в настоящее время достигает 60%. Остальной газ поставляется потребителям (в основном мелким) непосредственно ГРО по договорам газоснабжения, где ГРО выступают в качестве организации, оказывающей комплексную услугу по газоснабжению по принципу "одного окна".

Налогообложение, цены, государственное регулирование

Специфическими налогами для участников газового рынка являются акциз на газ и налог на добычу полезных ископаемых. Экономический смысл взимания акциза на газ, реализуемый российским потребителям, в настоящее время полностью утрачен. Акциз уплачивают де-факто в основном производители газа по единой ставке, что фактически приравнивает его к природе налога на добычу полезных ископаемых, хотя объектом налогообложения формально признается не добытый газ, а реализация газа. В отличие от других видов подакцизных товаров, ставка акциза на газ установлена не в виде конкретной зафиксированной законом суммы средств, взимаемой с определенного количества реализуемого товара, а в виде адвалорной ставки - в процентах от стоимости реализованного газа (15% на внутреннем рынке), и не зависит от финансовых результатов деятельности компаний, поставляющих газ. . Это фактически позволяет приравнять акциз к специфическому "оборотному" налогу для производителей и поставщиков газа.
Прогрессирующая разница в стоимости добычи газа на различных месторождениях, исчерпание запасов сеноманского газа и усложнение условий добычи газа на новых месторождениях требуют модернизации системы налогообложения в целях обеспечения равных условий конкуренции в поставках газа потребителям России.
Кроме того, сложившаяся в настоящее время в России система налогообложения характеризуется определенным дисбалансом в уровне налоговой нагрузки между сырьевым сектором и другими отраслями экономики. В частности, не до конца решена задача изъятия у сырьевого сектора части получаемых в нем доходов, имеющих рентный характер, а также обусловленных благоприятной мировой конъюнктурой цен на углеводородное сырье и продукты его переработки.
Исходя из этого, возможны следующие меры по совершенствованию налогообложения:

• необходимо предусмотреть некоторое увеличение базовой ставки НДПИ на природный газ в случае снижения налоговой нагрузки на сырьевой сектор в результате осуществления других мер по совершенствованию законодательства о налогах и сборах (в частности, связанных с изменениями по НДС и единому социальному налогу);
• отменить акциз на природный газ с одновременным увеличением ставки таможенной пошлины при экспорте природного газа с 5 до 20 процентов, а также некоторого увеличения НДПИ при добыче природного газа для компенсации потерь федерального бюджета.

Обусловленная существенным различием в уровне цен газа по внутренним и внешним поставкам сверхприбыль организаций по реализации газа должна изыматься не с помощью акциза, а с помощью, в первую очередь, экспортной пошлины. Одновременно предлагается отказаться от существующей адвалорной ставки НДПИ при добыче природного газа в пользу специфической ставки.
Цены на газ, поставляемый потребителям России, в основном регулируются государством (Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации). До второй половины 1998 г. регулированию подлежали цены на газ, отпускаемый всеми поставщиками, постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 1998 г. № 865 были либерализованы цены на газ, поставляемый независимыми производителями, не аффилированными с ОАО "Газпром" и тремя региональными монопольными поставщиками газа в регионах, изолированных от Единой системы газоснабжения ("Якутгазпром", "Норильскгазпром", "Роснефть-Сахалинморнефтегаз").
Существующие регулируемые цены на газ, поставляемый ОАО "Газпром", -это исторически сложившийся уровень цен: с 1993 г. и до сентября 1996 г. индексировавшийся с привязкой к темпам инфляции, которая составляла 840% в 1993 г., 215% в 1994 г. и 131% в 1995 г. В период с сентября 1996 г. по ноябрь 1999 г. цены были заморожены, несмотря на то, что в результате последствий августовского финансово-экономического кризиса 1998 г. годовой уровень инфляции в 1998 г. составил 84,4%, а в 1999 г. - 36,5%. После этого цены несколько раз индексировались на величины, соответствовавшие темпам инфляции или незначительно опережавшие их. Таким образом, можно констатировать, что в ходе истории регулирования цены на газ полностью утратили связь с реальными издержками и прибылью ОАО "Газпром" и представляют собой исторически сложившуюся и периодически незначительно индексируемую величину.
Вместе с тем, следует отметить такие принимаемые меры государственной политики, направленные на увеличение прозрачности рынка, как введение системы тарификации транспортировки газа по распределительным газопроводам, отдельной регулируемой платы за сбытовые услуги, а также возможности реализации на внутреннем рынке газа, закупаемого по импорту, по свободным ценам. Также в последние два года на регулярную основу поставлен анализ бюджета и инвестиционной программы ОАО "Газпром", однако, как показывает практика, выполнение несвойственных государству функций в части контроля эффективности издержек в потенциально конкурентном секторе требует отвлечения значительных административных ресурсов.
Существуют 3 основных негативных последствия сложившейся практики регулирования цен на газ. Во-первых, отсутствие четкого прогноза цены, компенсирующей экономически обоснованные издержки и разумную прибыль (обеспечивающую рыночный уровень доходности на капитал, используемый в основной деятельности), снижает предсказуемость для планирования деятельности ОАО "Газпром", серьезно сдерживает интерес инвесторов к компании.
Во-вторых, с учетом реальных потребительских свойств газа (более ценных по сравнению с другими первичными энергоносителями) и его почти двукратной дешевизны по сравнению с углем в пересчете на удельную теплотворность существующий уровень цен стимулирует чрезмерно высокий внутренний спрос на газ и продолжение его роста, что усиливает вероятность возникновения в будущем ресурсных ограничений на газовом рынке и усугубляет проблему энергоемкости национальной экономики. Возможности для межтопливной конкуренции в таких условиях отсутствуют, поскольку спрос на все другие энергоносители носит остаточный характер.
В-третьих, высокая доля регулируемого рынка оказывает давление на свободные цены газа, поставляемого независимыми производителями. Спрос на "рыночный" газ формируется по остаточному принципу - потребители предпочитают добиваться покупки более дешевого газа в рамках лимитов его поставок ОАО "Газпром", в результате чего преимущества реализации проектов развития добычи газа независимыми производителями эфемерны: им разрешено торговать по свободным ценам, но стабильного спроса на их газ нет. Де-факто либерализация цен на газ независимых производителей, ослабив регуляторные риски, почти ничего не дала для развития конкуренции на рынке газа.
Регулируемые цены на газ, начиная с 1997 г., стали устанавливаться не едиными по России, а территориально дифференцированными, в целях ликвидации межрегионального перекрестного субсидирования и приближения цен для потребителей газа к уровню, соответствующему реальным транспортным издержкам по доставке газа в регионы, в различной степени удаленные от мест добычи газа. Сегодня цена газа дифференцирована по 7 ценовым поясам: в основных регионах добычи (Ямало-Ненецкий автономный округ) она составляет 13,6 долл. США за 1000 куб. м. в наиболее удаленных южных территориальных поясах страны (Кавказ) - 26,4 долл. США за 1000 куб. м. Территориальная дифференциация цен снизила межрегиональное перекрестное субсидирование, однако она не полностью учитывает различия реальной стоимости транспортировки газа. Цены не отделены от транспортных тарифов, что не позволяет объективно оценить стоимость транспортировки газа как для производителей газа, не входящих в ОАО "Газпром", так и для самой компании.
Еще одной неоднородностью регулируемых цен является разница между ценами на газ, отпускаемый ОАО "Газпром" в газораспределительные системы (т.н. "оптовые цены") для всех потребителей, кроме населения, и оптовыми ценами на газ, предназначенный для последующей реализации населению, уровень которых ниже "основного уровня" оптовых цен. Разница между оптовыми ценами на газ, предназначенный для последующей реализации населению, и оптовыми ценами для остальных потребителей усиливается по территориальным поясам в зависимости от удаленности от мест добычи (если в Ямало-Ненецком автономном округе она составляет 14%, то в Южном федеральном округе - уже почти 54%). Частично разница обусловлена тем, что реализация газа населению не облагается акцизом, однако в целом она представляет собой перекрестное субсидирование населения за счет остальных потребителей, масштабы которого хоть и не столь велики, тем не менее, оказывают влияние на финансовое положение промышленных потребителей. Впоследствии (при реализации газа непосредственно населению) уровень перекрестного субсидирования увеличивается, поскольку в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 7 марта 1995 г. № 239 розничные цены на газ регулируются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, которые зачастую манипулируют установлением региональных норм расхода газа на нужды граждан и формированием цен по направлениям использования газа, относя часть расходов на убытки газораспределительных организаций.
Следует отметить, что проблема субсидирования населения за счет цен на газ как фактор социальной поддержки актуальна только при использовании газа на цели отопления граждан, проживающих в индивидуальном жилом фонде. Расход газа на цели пищеприготовления и горячего водоснабжения минимален и не связан со значительными расходами граждан даже при высоких ценах на газ.
В соответствии с Федеральным законом "О газоснабжении в Российской Федерации" и сложившейся ранее практикой ОАО "Газпром" осуществляет внутреннее регулирование трансфертных цен на газ и тарифов на его транспортировку, по которым осуществляются расчеты между предприятиями системы ОАО "Газпром". Часть расходов, связанных с добычей и транспортировкой газа, разнесена между различными предприятиями (в первую очередь в сфере транспорта газа, где основные расходы - техперевооружение, реконструкция, капитальный ремонт и развитие - несут не сами газотранспортные предприятия, а непосредственно ОАО "Газпром"). В полном объеме раздельный финансовый учет деятельности по добыче, транспортировке, хранению и реализации газа, вопреки требованиям постановления Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021, не ведется. Регулирование тарифов на транспортировку газа для независимых производителей осуществляется федеральными органами исполнительной власти (Федеральной энергетической комиссией), однако это регулирование также не основано на анализе издержек и прибыли газотранспортной системы. Тарифы установлены раздельно для транспортировки газа потребителям Российской Федерации (13,8 рублей за перекачку 1000 куб. м газа на 100 км) и за пределы территории Российской Федерации и государств - участников соглашений о Таможенном союзе (0,92 долл. США за перекачку 1000 куб. м газа на 100 км), при этом принципы установления тарифов не являются ни понятными, ни предсказуемыми.
Система регулирования газовой отрасли достаточно сложна и связана со значительным количеством специфических административных барьеров для всех субъектов газового рынка. Субъектам отрасли требуется получение не менее 9 специальных лицензий, 8 из которых во многом дублируют друг друга, являясь элементами единой системы технического регулирования:

• транспортировка по магистральным трубопроводам газа и продуктов его переработки;
• эксплуатация магистрального трубопроводного транспорта;
• деятельность по эксплуатации газовых сетей;
• хранение газа и продуктов его переработки;
• переработка газа и продуктов его переработки;
• эксплуатация нефтегазодобывающих производств;
• эксплуатация химически опасных производственных объектов;
• эксплуатация пожароопасных производственных объектов.

Выдачу этих лицензий осуществляют различные органы на основании разных нормативных документов, что, безусловно, усложняет хозяйственное присутствие на газовом рынке. На практике лицензирование всех этих видов деятельности вполне могло бы быть объединено в рамках нескольких (1-3) лицензий. К специфическим мерам административного контроля, выходящим за рамки технического регулирования и осложняющим предпринимательскую деятельность в газовой отрасли, относятся выдача административных разрешений на использование газа в качестве топлива (барьер входа на рынок для потребителей газа), осуществляемый в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 1992 г. № 832 "О порядке установления вида топлива для предприятий и топливопотребляющих установок", и т.н. "надзор за рациональным и эффективным использованием газа", предусматривающий административные наказания за превышение установленных государственными органами нормативов расхода газа и осуществляемый в соответствии с Правилами пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 мая 2002 г. № 317. Характерными особенностями применения соответствующих мер административного регулирования и контроля являются: слабая регламентация правил и процедур регулирования, широкое применение ведомственного нормотворчества. Все это, безусловно, создает ряд специфических рисков развития субъектов рынка газа в Российской Федерации.

Динамика внутреннего и внешнего спроса на газ

Существует 2 основных сценария динамики спроса на газ на внутреннем рынке, существенно различающихся между собой. Первый сценарий основан на предположении об инерционном изменении действующих цен на газ, относительно низких с точки зрения потребительских свойств газа и не допускающих возникновения серьезных экономических стимулов для экономии газа и межтопливной конкуренции. Второй предполагает существенное включение механизмов давления на спрос посредством ценовых сигналов в результате либерализации цен и приближения их к уровню, в большей степени соответствующему реальному соотношению спроса и предложения на газ.
В случае реализации первого сценария рост спроса на газ при различных сценариях социально-экономического развития страны может составлять 3-4% в год и превысить ресурсные возможности газового рынка в случае сохранения темпов падения газодобычи ОАО "Газпром" (пониженный вариант) или ее стабилизации и умеренных темпов роста добычи газа независимыми производителями (4-5% в год). Объем внутреннего рынка (с учетом расхода газа на технологические нужды системы газоснабжения) может составить до 455 млрд. куб. м газа в год уже в 2005 г. с тенденцией к дальнейшему росту. С учетом возможного роста емкости экспортного рынка это угрожает кризисом дефицита газа и ресурсными ограничениями для развития целого ряда газопотребляющих производств. Газоемкость экономики в этом случае не снизится, а техническое перевооружение газоемких производств (электростанций, котельных, химических, нефте- и газохимических и металлургических производств) будет происходить по газоемкому сценарию, без вложения средств в модернизацию оборудования и технологий с целью снижения газоемкости.
По второму сценарию, связанному с некоторым сжатием спроса под воздействием роста цен, ресурсных ограничений возможно будет избежать. Рост спроса будет происходить в пределах 1-1,5% в год (с учетом общего роста производства в стране), при этом наиболее крупные потребители газа будут инвестировать средства в снижение газоемкости производства, закладывая, таким образом, основу для предотвращения резкого роста спроса на газ в будущем. Объем потребления газа на внутреннем рынке не превысит 430 млрд. куб. м в год, что с учетом ожидаемой стабилизации добычи газа ОАО "Газпром" и возможного увеличения темпов прироста добычи газа независимыми производителями позволяет говорить об отсутствии перспективы ресурсных ограничений на внутреннем рынке газа.
Потребление газа в мире увеличивается весьма значительно - за десять лет (1992-2001 гг.) оно выросло на 20%. В целом в Европе за данный период потребление газа выросло почти на 40%. Рынок стран Европейского союза остается основным перспективным экспортным рынком для России, где в ближайшие 2 десятилетия не ожидается существенного увеличения собственного производства газа (в Западной Европе добыча газа в среднесрочной перспективе стабилизируется на уровне около 300 млрд. куб. м), а прирост спроса на газ будет удовлетворяться за счет импорта, который может вырасти с уровня в 243,7 млрд. куб. м (совокупно по странам Евросоюза, в т.ч. 75,3 млрд. куб. м, или 30,9% - российский газ) до почти 500 млрд. куб. м к 2020 г. с учетом ожидаемого принятия в ЕС новых стран-членов. Объем экспортных поставок газа будет возрастать и, по максимальным прогнозам, в совокупности поставки в страны ЕС, Восточной Европы и Турцию могут увеличиться до 180 млрд. куб. м в 2005 г. и 205 млрд. куб. м в 2010 г. Эти прогнозы свидетельствуют о дополнительном давлении на предложение газа и реальности перспективы ресурсных ограничений на внутреннем газовом рынке России.
Во избежание их возникновения государству следует развивать инструменты экономического воздействия на спрос с целью сдерживания роста внутреннего спроса на газ. В первую очередь это должно осуществляться посредством ценовых сигналов, которые должны быть связаны с расширением сферы применения рыночных цен, в большей степени увязывающих ценообразование с рыночным соотношением спроса и предложения. Допустимы также меры по более активному вовлечению в торговлю газом на внутреннем рынке импортеров газа из центральноазиатских государств. Это позволит избежать необходимости введения в будущем количественных ограничений экспорта газа в целях приоритетного удовлетворения нужд внутреннего рынка.

Ограничения развития

Анализ сегодняшнего состояния и тенденций развития российского газового рынка позволяет констатировать целый ряд уже возникших и потенциально возможных факторов, ограничивающих развитие рынка, минимизация и ликвидация которых призвана стать целью государственной политики развития рынка газа. К числу таких факторов относятся:

1. Возможные ресурсные ограничения на внутреннем рынке в результате продолжающегося действия нерыночных стимулов роста спроса, являющихся следствием политики ценового регулирования. Угроза консервации энергоемкости экономики в случае сохранения существующего характера спроса.
2. Избыточная зарегулированность рынка, чрезмерное административное вмешательство в деятельность его участников, высокие регуляторные риски, сдерживающие инвестиции в развитие добычи газа и рыночной инфраструктуры.
3. Отсутствие на рынке эффективной конкуренции, создающей естественное давление на издержки; необходимость выполнения функций по контролю всех издержек ОАО "Газпром" силами государственного аппарата.
4. Неравенство хозяйственных условий деятельности в области газодобычи, обусловленное прогрессирующей разницей в стоимости добычи газа на различных месторождениях и усложнением условий добычи газа на новых месторождениях. Отсутствие экономического интереса к разработке месторождений газа с более дорогой стоимостью добычи.
5. Высокая степень монополизации рынка и тенденция к усилению рыночной концентрации в цепи поставок газа. Правила поведения на рынке субъектов, ответственных за управление технологической инфраструктурой рынка недостаточно регламентированы.
6. Отсутствие на рынке института долгосрочных отношений, наносящее ущерб предсказуемости ведения бизнеса и инвестиционному планированию - одна из основных угроз инвестиционным интересам как производителей, так и потребителей газа.
7. Закрытость торговли, обуславливающая затруднения в выявлении реального соотношения спроса и предложения и формирования объективных цен.
8. Отсутствие публичного характера в отношениях по доступу к магистральной газотранспортной инфраструктуре, юридически закрепленная возможность отказа в доступе ("разрешительный" характер доступа). Отсутствие у ОАО "Газпром" - собственника инфраструктуры - стимулов развивать ее и повышать маневренность газотранспортной системы в интересах независимых производителей газа и развития конкуренции на внутреннем рынке. Слабая прогнозируемость и высокие риски инвестиционных проектов независимых производителей газа в результате отсутствия предсказуемости решения "проблемы доступа" применительно к конкретным проектам.

III. АНАЛИЗ ДЕЙСТВИЙ ПО РЕФОРМИРОВАНИЮ ГАЗОВОГО РЫНКА В ПРЕДЫДУЩИЕ ГОДЫ

Существующая структура газовой отрасли сформирована в результате решений в области акционирования и приватизации предприятий 1992 года, когда были приняты 3 основных блока решений:

• о единстве имущества Единой системы газоснабжения России (Указ Президента Российской Федерации от 1 июня 1992 г. № 538 "Об обеспечении деятельности Единой системы газоснабжения страны");
• об акционировании концерна "Газпром" и внесении в его уставный капитал 100% капитала предприятий, состоящего из имущества Единой системы газоснабжения (Указ Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 г. № 1333 "О преобразовании Государственного газового концерна "Газпром" в Российское акционерное общество "Газпром");
• об акционировании и приватизации предприятий и объединений по эксплуатации газового хозяйства (газораспределительных организаций) (Указ Президента Российской Федерации от 8 декабря 1992 г. № 1559 "О преобразовании в акционерные общества и приватизации государственных предприятий, объединений и организаций газового хозяйства Российской Федерации).

В результате этих операций была сформирована структура предприятий, в основном сохранившаяся до сих пор. Сохранение Единой системы газоснабжения в качестве имущественного комплекса, вносимого в уставный капитал ОАО "Газпром", исключило демонополизацию газовой отрасли по сценарию нефтяной промышленности и электроэнергетики. Позже доля государства РАО "Газпром" (с 1998 г. - открытое акционерное общество) в результате последовательной приватизации его акций сократилась до 38,5%. Мелкие и средние предприятия газораспределения были преобразованы в акционерные общества (числом более 500), независимые от ОАО "Газпром" и впоследствии в основном приватизированные, выполняющие по сегодняшний день функции газораспределительных организаций.
В 1997 г. был принят Указ Президента Российской Федерации (от 28 апреля 1997 г. № 426) "Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий", содержавший первый в постреформенные годы план реформирования отрасли, основой которого стала попытка анализа ряда проблем ее функционирования (неразделенность в рамках РАО "Газпром" потенциально конкурентных и естественно-монопольных видов деятельности, отсутствие прозрачности структуры затрат, упрощенный режим регулирования цен в отрыве от финансового положения и издержек РАО "Газпром", несовершенство порядка доступа независимых организаций к газотранспортной системе, необходимость территориальной дифференциации цен на газ в зависимости от реальных издержек его транспортировки и ликвидации перекрестного субсидирования). Целью структурной реформы в газовой промышленности было продекларировано формирование условий для более эффективного газоснабжения потребителей России за счет:

• усиления госрегулирования в сфере транспортировки газа;
• стимулирование конкуренции в потенциально конкурентных видах деятельности и постепенное ослабление госрегулирования;
• совершенствование договорных отношений на рынке газа.

Меры структурной реформы сосредотачивались в основном на совершенствовании ценообразования, введении в действие тарифов на услуги по транспортировке газа, территориальной дифференциации цен и снижении перекрестного субсидирования, углублении правовой регламентации договорных отношений на рынке газа, создании межведомственной комиссии по рассмотрению вопросов доступа к газотранспортной системе РАО "Газпром". На третьем этапе структурной реформы (в 1999-2000 гг.) предполагалось обособление внутри РАО "Газпром" структурных подразделений по транспортировке газа от организаций по добыче газа.
Реализации многих мер структурной реформы, предусмотренных Указом Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 г. № 426, так и не произошло. В определенной степени это связано с последствиями августовского финансово-экономического кризиса 1998 г. Свою роль сыграла и сложность проведения реорганизации РАО "Газпром" и ее дочерних обществ (подразделений) с применением стандартных процедур корпоративного управления, как это происходит в настоящее время, например, в отношении структурных преобразований в РАО "ЕЭС России" или на федеральном железнодорожном транспорте (структура акционерного капитала затрудняет подобные меры). В результате этого, например, не были выполнены решения Правительства Российской Федерации о формировании в рамках РАО "Газпром" одной или нескольких газотранспортных компаний (распоряжение Правительства Российской Федерации от 16 июля 1998 г. № 952-р), о рассмотрении советом директоров РАО "Газпром" предложений о преобразовании газодобывающих, газотранспортных, газоснабжающих организаций в самостоятельные центры прибыли и затрат, имеющие самостоятельные органы управления и собственные счета (распоряжение Правительства Российской Федерации от 30 июля 1998 г. № 1033-р).
Принятый в марте 1999 г. Федеральный закон "О газоснабжении в Российской Федерации" во многом законсервировал структуру газового рынка и его участников, существующую с начала 90-х годов ХХ века, хотя положения этого закона трактуемы неоднозначно и не позволяют сделать до конца ясных выводов об определении функций участников цепи газоснабжения и рынка газа и их конфигурации.

IV. СТРАТЕГИЯ УСТОЙЧИВОГО РАЗВИТИЯ РЫНКА ГАЗА

Задачи

Исходя из изложенных выше целей политики развития рынка газа в Российской Федерации и оценок текущего состояния рынка, российского и международного опыта преобразований в газовой отрасли, задачи стратегии обеспечения его устойчивого развития представляются следующими:

1. Обеспечение устойчивого и надежного газоснабжения потребителей Российской Федерации.
2. Снижение издержек, повышение экономической эффективности и качества услуг субъектов рынка газа на основе развития конкуренции на газовом рынке там, где конкуренция экономически целесообразна, и либерализации цен, которая позволит в целях развития конкуренции решить проблему установления рыночных соотношений спроса и предложения на газ и соотношений цен на альтернативные виды топлива.
3. Повышение инвестиционной привлекательности газовой отрасли за счет обеспечение условий для реализации инвестиционных возможностей всех субъектов газового рынка, в том числе независимых производителей газа.
4. Повышение открытости торговли. Создание торговых площадок, определение статуса и принципов работы субъектов инфраструктуры. Повышение открытости информации, характеризующей спрос и предложение на рынке. Развитие долгосрочных отношений и инструментов срочного рынка.

Принципы

Реализация целей и задач политики развития рынка газа в Российской Федерации должна быть основана на следующих основных принципах:

• развитии рыночных отношений в газовой отрасли и конкуренции в тех сферах, где это экономически целесообразно, предоставлении потребителям права выбора поставщика газа;
• обеспечение недискриминационного доступа к газотранспортным, распределительным и иным инфраструктурным мощностям, а также развитие организованной торговли газом на торговых площадках;
• обеспечении максимальной предсказуемости режима регулирования предпринимательской деятельности в отношении поставщиков газа, максимальной регламентации мер государственного регулирования и поэтапном отказе от изживших себя регулирующих механизмов;
• выравнивании условий хозяйственной деятельности на рынке газа с учетом различных условий добычи газа из старых и новых месторождений, проблемы использования "старого" и "нового" капитала;
• обеспечении благоприятного режима развития для независимых производителей газа, обладающих свободным капиталом для экономически эффективного инвестирования в развитие новых месторождений газа;
• сохранения в долгосрочной перспективе Единой системы газоснабжения в качестве единого инфраструктурного технологического комплекса, включающего систему магистральных газопроводов высокого давления, систему оперативно-диспетчерского управления потоками газа и систему существующих ПХГ, с обеспечением возможности развития Единой системы газоснабжения за счет сооружения и подключения к ЕСГ новых объектов любых форм собственности (в т.ч. на основе долевого участия), получающих статус инфраструктуры рынка;
• функционировании рыночной инфраструктуры по единым правилам для всех участников рынка;
• предоставлении потребителям газа адаптационного периода для приспособления к меняющимся условиям функционирования рынка газа;
• защиты от рыночных рисков социально чувствительных категорий потребителей;
• развитии механизмов хеджирования возможной волатильности газового рынка в виде долгосрочных отношений между его участниками и системы резервирования газа в подземных хранилищах.

V. МЕРЫ В ОБЛАСТИ РАЗВИТИЯ РЫНКА ГАЗА

Модель функционирования газового рынка России, основанная на сохранении монополии ОАО "Газпром" в последние годы продемонстрировала свою недостаточную эффективность. При этом монопольная структура рынка не стимулирует снижение издержек и повышение эффективности инвестиций, а сохраняющийся контроль ОАО "Газпром" над инфраструктурой рынка (газотранспортной системы, ЦПДУ, подземными хранилищами) создает конфликт интересов в ее использовании независимыми производителями газа.
Вместе с тем, роль независимых производителей газа, обладающих значительными инвестиционными возможностями и обеспеченными более высокой долей ресурсов газа по сравнению с сегодняшней долей поставок ими газа на рынок, будет возрастать. В отношении независимых производителей газа должен быть обеспечен равный режим осуществления хозяйственной деятельности, позволяющий им реализовывать газ любым потребителям по ценам, обеспечивающим окупаемость в разумные сроки и рыночную доходность вложений в разработку газовых месторождений. Независимым производителям газа может быть также обеспечен доступ к распределению доходов от продажи газа на экспорт пропорционально объемам газа, сданным в систему магистральных газопроводов (с учетом сохранения принципа единого контрагента по долгосрочным поставкам газа на экспорт) с одновременным определением мер симметричного распределения социальной нагрузки.
Система регулирования рынка газа в Российской Федерации должна быть пересмотрена. Государство должно обеспечить переход от политики защиты потребителей посредством тотального регулирования цен на газ к применению, в основном, мер по развитию конкуренции в добыче, хранении и сбыте газа (там, где это возможно) и мер по усилению антимонопольного контроля и повышению открытости торговли. Регулирование цен должно быть локализовано до социально чувствительных секторов газопотребления и в долгосрочной перспективе отменено с сохранением регулирования естественно-монопольных видов деятельности (транспорт газа и услуги по диспетчеризации). В средне- и долгосрочном плане в случае недостаточных темпов освоения независимыми производителями месторождений газа может встать вопрос о демонополизации сфер добычи и сбыта газа и организации в этих секторах эффективной конкуренции, создающей естественные стимулы к снижению издержек и сдерживанию роста цен (такие стимулы будут отсутствовать в случае сохранения нынешней монопольной структуры рынка). Таким образом, на рынке должны быть созданы условия, обеспечивающие снижение зависимости торговли газом от социальных функций и монопольных факторов, создана система торговли газом, основанная на рыночных принципах.

В области развития системы торговых отношений

В целях формирования в рамках единого газового рынка организованной и прозрачной системы отношений по купле-продаже газа в России необходимо сформировать оптовый рынок газа - торговую систему, основанную на принципах профессионального участия, обслуживающую отношения по поставке крупных объемов газа от производителей непосредственно в регионы газопотребления. Оптовый рынок должен функционировать в рамках правил, утверждаемых Правительством Российской Федерации (создание правовых оснований для их разработки требует внесения поправок в Федеральный закон "О газоснабжении в Российской Федерации"), формирующих единые и понятные для вех участников рынка правила пользования инфраструктурой рынка, равные условия торговли для всех профессиональных участников рынка, стандарты раскрытия информации о параметрах спроса и предложения.
Допуск к участию в оптовом рынке и купле-продаже газа получат все производители природного газа, попутного нефтяного и отбензиненного сухого газа, крупные потребители газа (например, потреблением более 500-1000 млн. куб. м газа в год), газосбытовые компании, поставляющие газ на розничные рынки (в т.ч. газораспределительные организации).
Развитие договорных отношений на рынке будет осуществляться в первую очередь через заключение всеми его участниками договоров на пользование услугами субъектов инфраструктуры рынка, которые в отношении использования газотранспортной системы и управления режимами системы будут носить публичный характер. Формы типовых договоров и их существенные условия будут определяться Правительством Российской Федерации.
В рамках функционирования оптового рынка возможно существование различных форм организованных торговых площадок (с использованием как биржевых, так и внебиржевых механизмов), обеспечивающих открытость процесса торговли газом, на которые должны быть допущены все профессиональные участники оптового рынка. Должно быть обеспечено применение инструментов срочного рынка. Правительством Российской Федерации должны быть разработаны нормативно-методические документы, синхронизирующие исполнение сделок с правилами функционирования технологической инфраструктуры Единой системы газоснабжения. На рынке будет развиваться конкуренция между газосбытовыми компаниями, в т.ч. независимыми, обеспечивающими для крупных потребителей наиболее эффективную логистику поставок.
На период сохранения института регулируемых цен возможно использование механизма утверждения государством обязательного для исполнения баланса поставок газа и его потребления по регулируемым ценам.
Важным элементом системы торговых отношений на рынке газа должны стать долгосрочные контракты на поставку газа (от 5 и более лет) по ценам, формула определения которых будет привязана к внешним факторам (например, к дисконтированным ценам европейского рынка либо к уровню, складывающемуся под воздействием межтопливной конкуренции) и не будет зависеть от произвольного поведения монопольного поставщика. В отношении долгосрочных контрактов, заключенных на добровольной основе с крупными потребителями газа (например, потреблением более 300 млн. куб. м газа в год), возможно достаточно быстро (уже в 2003 г.) разрешить применение свободных цен. Такие контракты сделают предсказуемыми для участников рынка сроки и условия будущих поставок газа и позволят серьезным образом хеджировать риски либерализации цен. При этом государство может резервировать за собой право установления потолка цен на газ, поставляемый в рамках долгосрочных контрактов. Развитие системы долгосрочных контрактов не содержит в себе конфликта с перспективой развития в России рынка немедленных поставок газа (спотового рынка), переход к которому является объективным следствием эволюции торговых отношений на зарубежных газовых рынках, поскольку предельный объем торговли газом на основе долгосрочных контрактов, по оценке, не превысит 80-100 млрд. куб. м газа в год исходя из возможностей покупателей гарантировать его стабильную покупку. В период действия долгосрочных контрактов на поставки газа, которые могут быть заключены в ближайшее время, должна будет развиваться инфраструктура газового рынка, которая через 5-7 лет (не ранее) позволит обеспечить готовность рынка к применению спотовых механизмов.
В среднесрочной перспективе в зависимости от степени конкурентности рынка, обеспеченной за счет развития независимых производителей, может встать вопрос о необходимости проведения демонополизации сфер добычи и сбыта газа, направленная на создание в рамках газового рынка эффективной конкуренции и предотвращение его либерализации в условиях сохраняющейся монополии. Возможно несколько путей демонополизации указанных сфер, которые могут включать в себя:

• ужесточение норм законодательства о недропользовании в части увеличения размера платежей за не освоение месторождений;
• формирование центров затрат и прибылей в дочерних газодобывающих обществах ОАО "Газпром";
• выделение из ОАО "Газпром" нескольких независимых газодобывающих компаний, созданных на базе газодобывающих предприятий ОАО "Газпром", с соблюдением корпоративных процедур;
• введение ограничений рыночной концентрации в оптовом и розничном сбыте газа.

В результате этих мер структура рынка должна будет существенным образом измениться: ни один из его участников не должен иметь доминирующего положения на внутреннем рынке, в целях эффективной конкуренции. При этом будут созданы условия для освоения малых эффективных месторождений и вовлечение в этот процесс малого предпринимательства.

В области инфраструктуры рынка

Порядок функционирования инфраструктуры рынка должен обеспечивать стабильные, предсказуемые и недискриминационные условия экономической деятельности для всех участников рынка. В первую очередь, необходимо ясное определение функций инфраструктуры рынка. К технологической инфраструктуре должны относиться:

• система магистральных газопроводов (газотранспортная система) и система диспетчерского управления потоками газа;
• система подземного хранения газа.

Необходимо на законодательном уровне (посредством внесения поправок в Федеральный закон "О газоснабжении в Российской Федерации") определить, что газотранспортная система и система диспетчерского управления потоками газа являются инфраструктурой общего пользования, предоставление услуг которой носит не характер частного обслуживания одного из участников рынка - собственника инфраструктуры, а публичный характер. Необходимо законодательное определение категорий имущества, относящихся к инфраструктуре рынка, статуса операторов инфраструктуры, принципов и порядка предоставления услуг инфраструктурного характера. Порядок доступа к услугам газотранспортной системы должен представлять из себя отношения публичного характера, включая запрет на отказ от обслуживания. При этом заключаемый договор, будет включать в себя технические условия предоставления доступа к инфраструктуре и основания для отказа в транспортировке газа в случае невыполнения этих условий (качества газа, графиков подачи в систему и отбора из нее газа и т.п.). Необходимо определить порядок и форму раскрытия информации о наличных газотранспортных мощностях.
При этом ОАО "Газпром" не должно быть дискриминировано в доступе к мощностям газотранспортной системы для прокачки газа в рамках принятых ранее обязательств по поставкам газа. В отношении вновь возникающих обязательств должен быть реализован принцип равного доступа к мощностям газотранспортной системы для всех поставщиков и потребителей газа.
Развитие газотранспортной системы в будущем может осуществляться не только исходя из коммерческих интересов ОАО "Газпром", но и в целях обеспечения выдачи в систему газа, добываемого на месторождениях независимых производителей газа, в том числе с привлечением средств частных инвесторов на условиях долевой собственности. Необходимо законодательно закрепить права независимых производителей на подключение таких участков к газотранспортной системе и порядок их функционирования в составе Единой системы газоснабжения. При этом следует учитывать, что в целях исключения дискриминации отдельных хозяйствующих субъектов, осуществляющих транспортировку газа, такие участки будут обременены стандартными процедурами доступа третьих сторон и государственного регулирования тарифов (в т.ч. предельных), предусмотренными законодательством о естественных монополиях.
Также необходимо обеспечение финансирования мероприятий по поддержанию и модернизации действующих магистральных газопроводов как через механизм амортизационных отчислений, так и при необходимости посредством учета в регулируемых тарифах необходимой для этого прибыли.
Необходимо определение принципов, правил и порядка управления режимом транспортировки, поставки и отбора газа, введения в действие графиков ограничения снабжения газом покупателей, очередности их отключения. Эти правила должны быть понятными для участников рынка и направленными на максимальную замену политики принудительных ограничений потребления политикой развития систем резервирования газа. Центральное производственно-диспетчерское управление ОАО "Газпром" должно превратиться в полноценного субъекта рынка, полномочия и сфера ответственности которого ясно определены.
Развитие системы хранения газа - основа формирования устойчивости рынка к колебаниям спроса и предложения. Эта сфера нуждается в скорейшей коммерциализации и допуске любых субъектов к строительству новых подземных хранилищ газа на условиях, оговоренных с собственниками технологической инфраструктуры рынка. Услуги по хранению газа должны стать самостоятельным видом услуг, цены на которые будут свободными от регулирования для новых ПХГ, сооружаемых независимыми инвесторами (инвестиционная привлекательность строительства ПХГ значительно возрастет по мере развития нерегулируемого рынка газа, при наличии значительной дифференциации цен под воздействием сезонных и других факторов). В качестве первоочередной меры необходимо выделение затрат ОАО "Газпром" на содержание и развитие системы ПХГ из цены газа в отдельный вид услуг с дальнейшим освобождением от государственного регулирования. В таких условиях суммарная мощность ПХГ может быть доведена до 100-120 млрд. куб. м. [Следует отметить, что возможности по строительству ПХГ также ограничиваются геологическими факторами. В ряде случаев потенциально возможно распространение максимально приближенных к центрам потребления хранилищ сжиженного газа.] Таким образом, будет сформирована полноценная система балансировки газового рынка, способная сглаживать не только сезонные колебания спроса и предложения, но и колебания, вызванные рыночными факторами, в том числе в оперативном режиме.
ОАО "Газпром" уже в ближайшей перспективе может быть предоставлено право использовать до 30% мощностей существующих ПХГ для предоставления крупным потребителям газа услуг по коммерческому хранению газа без регулирования стоимости этой услуги. Условия соглашений о коммерческом хранении газа должны предусматривать урегулирование проблемы синхронизации процессов отбора газа из ПХГ и отбора его соответствующими потребителями с использованием механизмов замещения.

В области ценовой политики

Основой политики развития газового рынка и снятия нерыночных ограничений должна стать либерализация цен на газ, поставляемый российским потребителям, как стратегическое направление политики развития газового рынка. Либерализация должна:

1. сопровождаться мерами по развитию конкуренции в оптовом и розничном сбыте газа, демонополизации добычи и сбыта газа, повышению открытости торговли;
2. обеспечить выделение стоимости услуг по транспорту газа из структуры издержек и прибыли ОАО "Газпром";
3. предусматривать защиту социально чувствительных группы потребителей (население, коммунально-бытовой сектор, бюджетные потребители) - на начальном этапе через сохранение для них системы государственного регулирования цен;
4. быть поэтапной, позволяющей потребителям газа адаптироваться к возможному росту цен.

В целях стимулирования развития долгосрочных отношений по поставкам газа цены на газ, поставляемый ОАО "Газпром" крупным потребителям по долгосрочным контрактам (сроком более 5 лет), могут быть отпущены уже в 2004 г. (возможно, с установлением потолка цен).
Возможно несколько различных сценариев либерализации цен, один из которых должен быть выбран Правительством Российской Федерации.
Первый сценарий предполагает поочередную либерализацию цен для потребителей разных отраслей.
В отношении каждой отрасли определяются и публикуются сроки либерализации цен, предполагающие наличие адаптационного периода, в течение которого у потребителей появится возможность внедрения газосберегающих технологий, который должен составлять не менее 1,5 лет для электроэнергетики, и от 2 до 4 лет для остальных групп, не относящихся к категориям потребителей, в отношении которых регулирование цен сохраняется. Сценарии вероятного изменения цен в результате либерализации (в совокупности с оценкой связанного с ним изменения тарифов на электроэнергию) приведены ниже. Данные прогнозы являются следствием оценки предельных порогов чувствительности цены для экономики основных потребителей газа (нижний порог цены означает, в основном, беспрепятственную возможность для большинства потребителей оплачивать газ по данной цене, а верхний - порог способности основных потребителей платить за газ, функционируя рентабельно).
К негативным сторонам такого сценария либерализации цен следует отнести формирование неравных условий покупки газа для предприятий разных секторов экономики и возможное появление условий для злоупотребления возможностью покупать газ по дешевым ценам со стороны предприятий тех отраслей, для которых цены будут либерализованы в более поздние сроки.
Второй сценарий предусматривает формирование двухсекторного оптового рынка газа, состоящего из:

1. нерегулируемого сектора, на котором осуществляется продажа газа независимых производителей и эквивалентного объем газа ОАО "Газпром". На первом этапе на данном секторе будет суммарно реализовываться около 100 млрд. куб. м. в годовом исчислении. Покупателями на этом секторе будут являться все потребители с годовым объемом потребления не менее 500 млн. куб. м. газа в части потребления ими сверхлимитного газа. Цена в этом секторе рынка определяется на основе спроса и предложения и не регулируется государством (на первом этапе возможно установление предельного уровня цен).
2. регулируемого сектора, на котором осуществляется продажа газа по регулируемым органом государственного регулирования ценам, формируемым на основании формулы привязки к цене нерегулируемого сектора с поэтапным сокращением разницы цен регулируемого и нерегулируемого секторов с их полным выравниванием в течение трех лет. Лимиты потребления на регулируемом секторе фиксируются на основании средневзвешенных объемов оплаченного газа за последние три года и ежегодно пересматриваются в сторону уменьшения в объемах, определяемых Правительством Российской Федерации, равномерно для всех потребителей с конечной целью вывода всех потребителей на нерегулируемый сектор в полном объеме по истечении трех лет. С началом функционирования рынка отменяются повышающие коэффициенты, используемые при продажах сверхлимитного газа в настоящее время. Новые потребители в полном объеме выходят на рынок поставок газа по нерегулируемым ценам.

Негативный эффект такого сценария может заключаться в чрезмерном давлении на ограниченный нерегулируемый сектор спроса на газ со стороны тех потребителей, которые в значительной степени готовы к покупке газа по свободным ценам. В этой ситуации при административном ограничении предложения газа на нерегулируемом секторе, спрос может существенно превысить предложение, а цена на газ, продаваемый по свободным ценам - непропорционально возрасти. По экспертной оценке, она может достаточно быстро приблизиться к 50 долларам за 1000 куб. м. Этот эффект усилится и под воздействием естественного желания поставщиков компенсировать недостаток выручки от продаж газа за счет ограниченного по объемам регулируемого сектора. В таком случае цена на газ на нерегулируемом секторе не будет являться объективным индикатором спроса и предложения, а ее чрезмерно высокие темпы роста сформируют негативные ожидания в отношении дальнейшего расширения сектора применения свободных цен.
Третий сценарий предусматривает полную и одномоментную либерализацию цен на газ. При этом весь объем газа на внутреннем рынке Российской Федерации реализуется по свободным ценам при условии обеспечения равного доступа к системе магистральных газопроводов всех участников рынка газа. На практике этот сценарий способен создать достаточно быструю мотивацию инвестиций в новые проекты в области развития газодобычи и стимулировать дальнейшую эволюцию спроса на газ по энергоэффективному сценарию. При этом расчеты, приведенные ниже, свидетельствуют, что последствия либерализации для экономики не будут значительными.
Необходимо тщательное рассмотрение и анализ всех положительных и отрицательных сторон каждого сценария для определения наиболее оптимального варианта либерализации цен. При этом ни один из сценариев либерализации невозможно осуществлять при сохранении существующей монопольной структуры и доступа к инфраструктуре рынка газа. Опыт либерализации цен на нефть, нефтепродукты, уголь в 90-е годы ХХ столетия свидетельствует, что отмена регулирования цен даже в условиях менее сильной монополии чревата "взвинчиванием" цен и последующими непредсказуемыми колебаниями, ростом задолженности потребителей и неплатежами.
Прогнозируемые уровни цен в результате либерализации отражают оценки предельных порогов чувствительности цены для экономического состояния основных потребителей газа, сделанные на основе изучения бизнес-предположений основных потребителей газа. Нижний порог цены означает, в основном, беспрепятственную возможность для большинства потребителей оплачивать газ по данной цене, а верхний - порог способности основных потребителей платить за газ, функционируя рентабельно. Пограничным уровнем цен на газ является уровень 33-38 долл. Этот уровень цен не ухудшает существенным образом показатели рентабельности бизнеса потребителей газа. Уровень цен 46 долл. и выше превышает возможности большинства потребителей по оплате газа.

Макроэкономические последствия либерализации цен и их возможного роста, согласно оценка, не будут значительными. С этой точки зрения, основное влияние оказывает уровень цен на газ, потребляемый предприятиями электроэнергетики, поскольку их доля во внутрироссийском спросе на газ наиболее весома (40%), а изменение цен на газ отражается на уровне тарифов на электроэнергию (концепция развития рынка газа в Российской Федерации должна исходить из того, что либерализация цен на газ при сохранении регулируемых тарифов на электроэнергию должна сопровождаться эффективной синхронизацией регулирования последних с изменением рыночных цен на газ). Однако, даже при сценарии максимального повышения цен (до 50 долларов за тысячу куб. м) возможно сужение спроса на газ до 120 млрд. куб. м в год (инвестиции в повышение эффективности использования газа становятся окупаемыми начиная с цены на газ 35 долларов за 1000 куб. м) и рост издержек на покупку газа с 3 до 6 млрд. долл. Однократный рост тарифов на электроэнергию в этом случае составит в среднем по Российской Федерации 0,3 цента/кВтч, или 15%. Это не будет иметь существенного макроэкономического эффекта, при этом следует учитывать, что такой маргинальный сценарий однократного роста цен на газ для предприятий электроэнергетики в 2,5 раза представляется весьма маловероятным, а при росте цен до 35 долларов за 1000 куб. м. рост средних по Российской Федерации тарифов на электроэнергию составит не более 11-12%.
Риск резкого роста нерегулируемых цен на газ в результате их либерализации по любому из сценариев, по оценке, при условии демонополизации добычи и сбыта газа и наличии эффективной конкуренции невысок ввиду значительной вероятности возврата к неплатежам за газ со стороны большинства потребителей (т.н. рыночный порог предельного повышения цены).. Государству следует обязать всех производителей газа публиковать цены поставок газа в сети Интернет в режиме реального времени, что повысит прозрачность торговли, а также позволит государству осуществлять постоянное наблюдение за уровнем цен с применением методологии определения нормативных "потолков" цен и применением мер антимонопольного регулирования при выявлении фактов злоупотребления монопольным положения со стороны поставщиков газа.
В целях предотвращения резкого роста нерегулируемых цен Правительство Российской Федерации может сохранить за собой право введения на рынке обязательного предельного уровня цен в случае существенных ценовых колебаний (например, при изменении нерегулируемых цен на 25-30% в среднем по России в течении месяца).
В отношении стратегических объектов, систем жизнеобеспечения, населения должен быть сохранен принцип поставок газа по регулируемым ценам в пределах лимитов потребления газа, устанавливаемых уполномоченными органами государственной власти. Сроки и условия отмены регулирования цен для населения и коммунально-бытового сектора должны увязываться с мерами в области реформы жилищно-коммунального хозяйства, повышения адресности субсидирования малоимущих категорий населения, развития системы персонифицированных социальных счетов граждан.
Перекрестное субсидирование населения должно будет поэтапно ликвидироваться, а регулирование цен для населения - локализовываться сферой использования газа на нужды отопления. В результате уровень регулируемых цен может достичь 30 долл. США за 1000 куб. м (с учетом налогообложения) в 2004-2005 г. В последующем (в долгосрочной перспективе) регулирование цен на газ должно быть окончательно отменено.
Внутреннее регулирование ОАО "Газпром" тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам должно быть заменено государственным регулированием тарифов на равноправных условиях для всех пользователей системы. Должны будут регулироваться и тарифы на услуги по хранению газа в системе ОАО "Газпром". Установление этих тарифов должно осуществляться отдельно от регулирования цен на газ, которые будут включаться в договоры купли-продажи газа. Система регулирования тарифов на услуги по транспорту газа должна будет стимулировать развитие газотранспортной системы, расшивку "узких мест" и повышение ее маневренности, а также максимальную загрузку имеющихся свободных газотранспортных мощностей.

В области налогообложения

В целях улучшения экономических условий для реализации инвестиционных проектов по добыче газа необходимо отменить акциз на газ, реализуемый российским потребителям, с компенсацией соответствующих бюджетных последствий за счет изменения ставки налога на добычу полезных ископаемых (подобным же образом с введением последнего был, в частности, отменен акциз на нефть), а также введение экспортных пошлин на экспортируемый газ. При этом необходимо обеспечить сохранение объемов поступлений налога в региональные бюджеты на существующем уровне. Система налогообложения купли-продажи газа на внутреннем рынке станет более справедливой и понятной для налогоплательщиков - участников рынка.
Выравнивание экономических условий добычи газа на различных месторождениях и условий добычи газа с использованием "старого" (месторождений, в основном обустроенных во времена СССР или в первые годы реформ, не обремененных платой за капитал) и "нового" капитала потребует внедрения элементов рентных отношений в налогообложении газодобычи.

В области системы регулирования рынка

Повышение эффективности системы регулирования газового рынка должно быть основано на следующих принципах:

• усиление контроля за естественно-монопольными секторами рынка;
• обеспечение эффективного контроля за соблюдением участниками оптового рынка правил его работы, усиление антимонопольного регулирования;
• пересмотр стандартов качества и надежности газоснабжения;
• минимизация изживших себя административных методов регулирования рынка.

Контроль за естественно-монопольными секторами рынка должен быть основан на регулировании тарифов на транспортировку газа, услуги по управлению режимами работы системы и услуги по хранению газа. Уточнение перечня естественно-монопольных сфер в газовой отрасли потребует внесения поправок в Федеральный закон "О естественных монополиях". Должно быть ужесточено администрирование в области соблюдения принципа раздельного финансового учета расходов и доходов по естественно-монопольным и прочим видам деятельности и установлен законодательный запрет на совмещение видов деятельности по добыче (купле-продаже) газа, транспортировке и диспетчерскому управлению потоками газа в рамках одного юридического лица.
Особое внимание должно быть уделено регулированию доступа к газотранспортной системе. Органы государственного регулирования должны взять на себя функцию мониторинга наличия свободных мощностей в системе, а уполномоченные надзорные органы должны быть наделены правом защиты интересов прав пользователей газотранспортной системы в суде. Следует отменить неработающие ограничения в сфере мониторинга наличия свободных мощностей в газотранспортной системе.
Государство должно отказаться от применения архаичных и неработающих административных ограничений в сфере газового рынка, в частности, необходимо упростить систему лицензирования участников рынка, максимально сократив число лицензируемых видов деятельности в сферах, где выдача лицензий является частью системы технического регулирования. Необходимо также пересмотреть применяемые меры в области ограничения использования газа в качестве, создающие барьеры для новых участников газового рынка и инвесторов, заменив их естественным ценовым давлением предложения газа.
Эти ограничения следует заменить лицензированием профессиональных участников оптового рынка газа, при этом основным лицензионным требованием соблюдение правил работы оптового рынка газа, что обеспечит должный контроль за выполнением участниками рынка принципов и правил открытой торговли и норм антимонопольного законодательства. Особое внимание следует уделять обеспечению гарантий права присутствия на рынке независимых от ОАО "Газпром" газосбытовых компаний. Если эти меры в перспективе будут неэффективными, следует рассмотреть возможность введения законодательных ограничений рыночной концентрации в торговле газом, обеспечив для независимых газосбытовых компаний гарантированную долю присутствия на рынке не менее 30%.
С учетом усложнения цепочки хозяйственных отношений в результате либерализации рынка газа, расширения круга новых субъектов рынка, государству следует пересмотреть существующие нормативно-технологические документы, регламентирующие вопросы качества и надежности газоснабжения, с целью однозначного определения функций и ответственности субъектов рынка в этой сфере.

В области хеджирования рыночных рисков

Развитие рыночных отношений в рамках газового рынка, возможные колебания спроса и предложения и вызванные этим колебания цен не должны оказать негативного влияния на сферы газопотребления, имеющие жизненно важное значение для обеспечения нормальных условий жизни населения, обороноспособности и безопасности государства.
Минимизация рисков рыночной торговли, связанных с колебаниями спроса и предложения и возникновением дефицита газа, должно компенсироваться за счет применения долгосрочных контрактов на поставку газа и развития системы подземных хранилищ газа, в первую очередь за счет их строительства частными инвесторами и последующего использования на коммерческой основе. Таким образом потребители будут защищены от возможного краткосрочного дефицита газа, колебаний цен, а рынок получит эффективную и стабильную систему балансировки.
В целях обеспечения надежности снабжения газом российских потребителей необходим институт гарантирующих поставщиков газа, в обязательном порядке обслуживающих ряд социально чувствительных групп потребителей.
Чувствительные к повышению цен на газ сектора экономики, характеризующиеся высокой газоемкостью (электроэнергетика, агрохимия и нефтехимия, металлургия), должны получить прогнозируемый адаптационный период для осуществления вложений в техническое перевооружение своих производств и снижение газоемкости, срок которого будет зависеть от анализа эластичности спроса на продукцию данных секторов экономики в зависимости от цены на газ.

В области структурной политики

Существуют 3 фундаментальные проблемы, позволяющие утверждать, что структурные преобразования ОАО "Газпром" необходимы для устойчивого функционирования газового рынка:

• отсутствие четкого разделения расходов на содержание газотранспортной системы и других расходов ОАО "Газпром";
• отсутствие у газотранспортной системы, не являющейся самостоятельным центром прибыли и затрат, объективного экономического интереса к обслуживанию возможно большего числа пользователей (включая независимых производителей газа) к развитию в интересах независимых пользователей более оптимальной загрузке газотранспортных мощностей;
• необходимость институционализации Центрального производственно-диспетчерского управления ОАО "Газпром" (технологический оператор для наделения его юридически значимыми полномочиями и ответственностью должен иметь статус юридического лица).

Подобного рода конфликты интересов стали причиной решений об организационном обособлении магистральной инфраструктуры при проведении структурных реформ в электроэнергетике и на федеральном железнодорожном транспорте. Организационное обособление в рамках ОАО "Газпром" газотранспортной компании - самостоятельного оператора газотранспортной системы, оказывающего услуги по транспортировке газа всем пользователям на равноправных условиях - и Центрального производственно-диспетчерского управления и передача их под контроль государства является оптимальным решением задачи обеспечения прозрачности и недискриминационности функционирования газового рынка, равных стимулов к развитию инфраструктуры в интересах всех участников рынка.
Для реализации этого решения потребуется установление законодательного запрета на совмещение видов деятельности по добыче (купле-продаже) газа, транспортировке и диспетчерскому управлению потоками газа в рамках одного юридического лица для газотранспортной компании. При этом возможным оптимальным вариантом уже на начальном этапе может стать выделение ЦПДУ и газотранспортной компании в отдельные 100%ные дочерние компании ОАО "Газпром" либо их совмещение в рамках одного юридического лица (которому будет передано имущество инфраструктурного характера - линейная часть магистральных газопроводов, газоперекачивающие агрегаты, газораспределительные станции, имущество ЦПДУ и др. посредством внесения имущества в его уставный капитал), что существенным образом упростит технологическое управление Единой системой газоснабжения и снизит технологические риски, с последующим вступлением Российской Федерации в права акционера этих обществ (общества) с долей, не меньшей контрольного пакета акций (с соблюдением корпоративных процедур).
Отсутствие структурных преобразований ОАО "Газпром" негативным образом повлияет на перспективы развития рынка газа. Не будет создана предсказуемая среда для развития бизнеса независимых производителей газа в условиях сложностей с поддержанием существующего уровня добычи газа ОАО "Газпром" и прогнозов роста спроса на газ (внутреннего и внешнего); невозможно будет точным образом отделить издержки транспортировки газа от издержек его добычи и реализации; либерализация цен на газ будет проходить в условиях высокой рыночной власти крупнейшего участника газового рынка и будет подвержена дополнительным рискам колебаний цен.
К числу структурных преобразований, необходимых для обеспечения эффективного функционирования ОАО "Газпром" в рамках газового рынка России и снятия инвестиционных ограничений для этой компании, равно как и в целом для развития рынков капитала в Российской Федерации, относится и либерализация рынка акций ОАО "Газпром" (снятие ограничений на обращение акций, установленных Указом Президента Российской Федерации от 28 мая 1997 г. № 529 "О порядке обращения акций Российского акционерного общества "Газпром" на период закрепления в федеральной собственности акций Российского акционерного общества "Газпром"). К числу ограничений, подлежащих первоочередной отмене, относится ограничение на обращение акций в пределах территории Российской Федерации в рамках ограниченного числа фондовых бирж, закрытый перечень которых устанавливается Правительством Российской Федерации. Акции ОАО "Газпром" должны торговаться на любых торговых площадках, имеющих лицензию ФКЦБ России. При этом государство должно получить контрольный пакет акций ОАО "Газпром".
После выполнения этих условий необходимо снять все ограничения на покупку акций ОАО "Газпром" нерезидентами Российской Федерации, а также добиться получения компанией листинга на международных фондовых биржах (Нью-Йоркской и Лондонской), что потребует дополнительных мер по обеспечению более высокой степени финансовой прозрачности компании. Либерализация рынка акций ОАО "Газпром" позволит существенным образом повысить рыночную стоимость этой компании и даст дополнительный толчок как к развитию рынков капитала в России, так и к повышению ликвидности акций российских эмитентов на зарубежных фондовых рынках.

VI. ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ РЫНКА ГАЗА

Развитие газового рынка должно состоять из 3-х последовательных этапов, каждый из которых имеет различное предназначение и призван сформировать условия для реализации следующего этапа преобразований. Программа преобразований должна утверждаться Правительством Российской Федерации и может корректироваться по итогам анализа результатов каждого из этапов преобразований. Постепенный и точечный характер преобразований не предполагает одномоментного резкого изменения конфигурации газового рынка на каком-либо этапе, что позволит придать реформе газового рынка плавный характер, в первую очередь стимулирующий инвестиционные решения его участников и минимизирующий ценовые колебания.
Первый этап предполагает создание условий для ликвидации основных диспропорций развития рынка газа, создание инфраструктуры рынка, изменение системы регулирования и предоставление потребителям газа адаптационного периода для инвестирования в мероприятия, снижающие рыночные риски. Сроки реализации этого этапа займут от 2 до 3 лет. В течение этого этапа должны быть:

• внесены поправки в существующую нормативно-правовую базу функционирования газового рынка (в т.ч. Федеральные законы "О газоснабжении в Российской Федерации", "О естественных монополиях", Правила поставки газа в Российской Федерации, Правилами пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению, Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО "Газпром");
• приняты новые нормативные правовые акты, вытекающие из сути программы реформ (правила функционирования оптового рынка газа, правила пользования инфраструктурой рынка и присоединения к газотранспортной системе новых пользователей);
• создана газотранспортная компания как стопроцентная дочерняя организация ОАО "Газпром", осуществлено выделение ЦПДУ как стопроцентной дочерней организации ОАО "Газпром", начаты процедуры вхождения Российской Федерации в права акционера этих обществ (общества) с долей, не меньшей контрольного пакета с соблюдением корпоративных процедур;
• с в случае недостаточных темпов роста доли на рынке независимых производителей (в любом из предлагаемых сценариев по либерализации рынка газа) необходимо разработать меры по демонополизации добычи и сбыта газа;
• обеспечены условия, гарантирующие выполнение существующих товарных и финансовых обязательств ОАО "Газпром";
• созданы организованные торговые площадки по реализации газа по свободным ценам и отработаны механизмы их функционирования;
• объявлены сроки и условия либерализации цен на газ для остальных потребителей рынка, кроме населения, коммунально-бытового сектора и бюджетных организаций;
• рассчитан и объявлен уровень регулируемых цен на газ для населения, коммунально-бытового сектора и бюджетных организаций, базирующийся на издержках и прибыли, сроки перехода к этому уровню цен (начиная с 2004 г.), сроки поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования и отмены регулирования цен для этих категорий потребителей;
• разработана и опубликована методология установления тарифов на транспортировку газа по системе магистральных газопроводов высокого давления, равноправных для всех участников рынка и обеспечивающих экономическую привлекательность данного вида деятельности (в т.ч.окупаемость инвестиционных проектов по строительству новых газопроводов);
• объявлены принципы и правила строительства и присоединения к системе подземных хранилищ газа, сооружаемых независимыми собственниками;
• организована система раскрытия информации о работе рынка и публикации цен;
• модернизирована система технического регулирования в целях сокращения лицензируемых видов деятельности для субъектов газового рынка;
• разработаны и введены правила работы рынка газа;
• определены основные условия деятельности независимых газосбытовых компаний на оптовом рынке газа и в сфере газоснабжения мелких потребителей;
• усовершенствована методология регулирования тарифов на услуги газораспределительных организаций в целях обеспечения достаточной их прибыльности для модернизации основных производственных фондов и расширенного воспроизводства.

Результатом первого этапа станет формирование условий для перехода к полноценным рыночным отношениям в газовой отрасли в отсутствие основных диспропорций прежней системы хозяйственных связей и государственного регулирования. Сроки окончания первого этапа - 2005-2006 гг.
Второй этап предполагает начало функционирования рынка. Результатом второго этапа станет повышение инвестиционной привлекательности газовых компаний, отработка механизмов открытой торговли и хеджирования рисков, начало широкомасштабного инвестирования в газовый сектор и увеличение нормы накоплений в среднем по отрасли до 18-20% от валового объема продукции. В течение второго этапа в полную силу заработают меры экономической мотивации, заложенные в мероприятиях первого этапа реформ. Подавляющее большинство неэффективных административных ограничений в работе рынка будут сняты. Обособленные от ОАО "Газпром" газотранспортная компания и ЦПДУ перейдут под непосредственный контроль государства с соблюдением корпоративных процедур. Будут начаты процессы демонополизации сбыта и при необходимости добычи газа.
В рамках второго этапа реформ средняя рыночная цена газа для промышленных потребителей может достичь, по минимальным оценкам, 33-35 долл. за 1000 куб. м, а по повышенным - 39-42 долл. за 1000 куб. м. Это не исключает возможности продаж газа по более низким ценам в рамках заключенных ранее долгосрочных контрактов.
Существенный прогресс будет достигнут в области развития инфраструктуры газового рынка силами частных инвесторов. На условиях частной и долевой собственности ежегодно будет вводиться в действие 500-600 км газопроводов высокого давления, обеспечивающих выдачу в систему газа новых месторождений и интегрируемых в Единую систему газоснабжения, а также ПХГ дополнительной емкостью 4-5 млрд. куб. м в год. Усилиями единой газотранспортной компании, которая получит экономическую мотивацию для максимальной загрузки своих мощностей как основы газотранспортного бизнеса, и под контролем государства будут приниматься меры для строительства межсистемных и внутрисистемных перемычек и реверсных газопроводов для повышения маневренности системы.
Одновременно будут разработаны правила участия в поставках газа на экспорт независимых производителей по "единому каналу", а также сформированы меры по симметричному распределению социальной нагрузки, возможно за счет обязательного для исполнения баланса поставок газа по регулируемым ценам.
Результаты второго этапа проявятся достаточно быстро - в течение 1-2 лет (к 2007-2008 гг.) в виде, с одной стороны, снижения приростов спроса на газ в основных газопотребляющих секторах экономики и их стабилизации в пределах 1-1,5% в год, а с другой стороны, роста капиталовложений в разработку новых месторождений газа, в первую очередь со стороны независимых производителей газа. Уже в 2007-2008 гг. годовой прирост добычи газа независимыми производителями сможет достичь 10-12%.
Третий этап - полная либерализация рынка газа при условии его демонополизации, в том числе переход к поставкам газа по рыночным ценам для всех категорий потребителей (исключение, возможно, составит лишь потребление газа населением на нужды отопления индивидуального жилого фонда). Данный этап будет характеризоваться усилением конкуренции в добыче, оптовом и розничном сбыте газа, в целях развития конкуренции на розничном рынке будет рассмотрен вопрос о возможном запрете на совмещение газораспределительными организациями функций по сбыту газа и транспортировке газа по сетям низкого и среднего давления. При необходимости будет осуществлено выделение из ОАО "Газпром" нескольких независимых газодобывающих компаний, созданных на базе газодобывающих предприятий ОАО "Газпром".
Надежность газоснабжения потребителей Российской Федерации будет в полной мере обеспечена за счет результатов роста инвестиционной активности участников рынка газа на первом и втором этапах развития рынка, ценового давления на избыточный спрос, обусловленный нерациональным потреблением дешевого газа, а экономическая эффективность и защита прав потребителей газа - за счет развития элементов конкуренции в добыче и сбыте газа, повышения прозрачности и усиления государственного контроля в области инфраструктуры газового рынка. Риски свободного рынка будут в достаточной мере хеджироваться с помощью долгосрочных инструментов и системы резервирования газа в подземных хранилищах. Инфраструктура рынка полностью перейдет на принцип равноправного обслуживания всех его участников. Формирование объемов спроса и предложения газа на рынке будет осуществляться не под воздействием государственного регулирования, а на основе объективных рыночных сигналов, что с учетом достаточности ресурсов газа на долгосрочную перспективу снимет угрозу возникновения дефицита газа на внутреннем рынке. Таким образом, на рынке газа в Российской Федерации будет сформирована полноценная среда, обеспечивающая его функционирование в режиме долгосрочного устойчивого развития.