Единая система газоснабжения России

Основной особенностью единой системой газоснабжения России (ЕСГ) является совокупность рассредоточенных на большом расстоянии, но связанных технологически, объектов добычи газа, его транспортировки, переработки, распределения и резервирования. Это газовые промыслы, магистральные газопроводы, газораспределительные станции, газораспределительные сети, станции подземного хранения и средства управления этими объектами. ЕСГ отличается физическими характеристиками процесса транспорта и распределения газа от других аналогичных систем, прежде всего, это касается возможностей маневрирования потоками газа и отборами его из месторождений для покрытия суммарных суточных и недельных потребностей.

Если объединение локальных энергетических сетей в единую систему позволяет успешно решать тактические задачи практически мгновенной переброски потоков энергии из одного района страны в другой (благодаря чему возможен, так называемый, “системный эффект”, определяемый снижением необходимых резервных мощностей в энергосистемах), то в единой системе газоснабжения системный эффект выражается значительно слабее. Это связано со скорость движения газа, которая не превышает 40 км/час. Контроль же за системой газоснабжения по схеме “промысел – газопровод ‑ потребитель” дает возможность решать стратегические задачи планирования только там, где наиболее полно можно задействовать использование мощностей газопроводов при изменении районирования добычи и использования природного газа.

Существует тесная экономическая связь всех элементов ЕСГ, проявляющаяся в процессах планирования, ценообразования и управления. При изменении главных параметров (объемов годового отбора газа из месторождений, мощности межрайонного потока, уровня цен на природный газ для промышленности и населения) или какого-либо другого существенного элемента ЕСГ должны быть изменены и параметры остальных элементов.

Так, увеличение потока газа из месторождений, находящихся в Западной Сибири, в Западную Европу приводит к необходимости уменьшения потока на Урал, что в свою очередь вызывает перераспределение потоков от всех газовых месторождений, питающих европейскую часть России и Урал. Вместе с этим изменяются и суммарные затраты на систему в целом. Таким образом, создается положение при котором, какой-либо начальный импульс (изменение потока или отбора газа по элементу ЕСГ) вызывает цепочку последовательных влияний, охватывающих в итоге всю ЕСГ. Возникновение такой ситуации возможно как при выходе на газовый рынок независимых поставщиков, так и в случае, если не будет устанавливаться оптимальная цена на поставляемый газ между промышленностью и населением.

Технологически ЕСГ делиться на две подсистемы, жестко связанные между собой: межрайонные транспортные подсистемы, по которым газ передается из основных газодобывающих районов к районам потребления, и региональные (локальные) подсистемы (РГС), обеспечивающие поставку газа потребителям. То есть для обеспечения надежного и стабильного снабжения потребителей природным газом требуется жесткий технологический, финансовый и юридический контроль за межрайонными и региональными подсистемами.

В современных условиях к вышеперечисленным задачам добавились новые:

1. Несбалансированность механизма ценообразования на природный газ, который не отвечает интересам “Газпрома” и потребителей газа.

2.Сезонность получения доходов от продажи газа и постоянный рост затрат на обслуживание газотранспортной системы.

Ценообразование при продаже природного газа

В России в настоящее время на природный газ действуют две цены: оптовая для промышленности и другая для населения. Все цены утверждаются Федеральной энергетической комиссией один раз в год. Для потребителя цена за 1000 м^З потребленного газа определяется по следующим схемам:

1. Для населения ‑ оптовая цена + проценты надбавки розничной цены (20-30%) для покрытия расходов газораспределительной организации.

Оптовая цена для промышленности на сегодня составляет 500 руб. (16 долларов) за 1000 м^З, для населения ‑ 300 руб. (10 долларов) за 1000 м^З, средняя цена ‑ 400 руб.

2. Для промышленности ‑ произведение оптовой цены и коэффициента неравномерности (перебор лимитов потребления газа) в зависимости от сезона (зимой ‑ 1,6, летом – 1,1) + произведение надбавки газораспределительной организации (ГРО) и НДС.

Розничная цена природного газа для населения формируется из оптовой цены на газ плюс 20-30% надбавки ГРО. Данный механизм ценообразования практически определяется органами власти субъектов Федерации, исходя не из интересов ЕСГ и общества в целом, а из политических целей региональных властей, которые заявляют: “Население в регионе ‑ малообеспеченное и платить за природный газ на уровне Европы не в состоянии”. Данная политика вводит в заблуждение не только поставщиков газа, но и само население. Это наглядно можно показать на примере газораспределительной организации.

Оплата природного газа для населения определяется как произведение розничной цены газа на норму потребления, которая в свою очередь определяется по типу газовых приборов, установленных в квартирах потребителей, и утверждается региональными властями по представлению ГРО. Практика показывает, что при установке в квартирах приборов учета природного газа доход за получаемый природный газ падает в 2-3 раза. Это наглядно демонстрирует опыт Калининградской области, где розничная цена на газ для квартир, оборудованных приборами учета, установлена в размере 1200 руб. / 1000 м^З (при розничной цене для остальных квартир 340руб. / 1000м³). Отсюда следует однозначный вывод, что в случае поднятия цены на газ, для населения, прежде всего, необходимо установить приборы учета. То есть дать возможность населению реально контролировать потребление газа в зависимости от своих потребностей и платежеспособности.

Алгоритм определения оптовый цены для предприятий ЕСГ и транспортной надбавки газораспределительной организации (ГРО) состоит в следующем: сумма всех затрат по добыче, транспорту, продаже, газораспределению и процент рентабельности делится на объем транспортируемого газа. Таким образом, сам алгоритм определения цены не стимулирует заинтересовать организаций ЕСГ в увеличении объемов добычи и транспорта газа без увеличения своей себестоимости. Учитывая низкие цены на природный газ в России ставиться вопрос о повышении этих цен к 2010 году до 55 долларов, но нигде не обсуждаются следующие вопросы:

1) Будут ли покупать по такой цене природный газ, если основной потребитель природного газа РАО ЕЭС фактически переходит на рыночную модель функционирования, имея при этом техническую возможность быстрого перехода на сжигание мазута?

2) Не измениться ли спрос на природный газ и, соответственно, не уменьшиться ли прибыль “Газпрома” в связи с выходом на рынок газа независимых поставщиков в лице газонефтяных компаний, имеющих возможность поставлять мазут и газ по приемлемым ценам для потребителей?

Проиллюстрируем подобную ситуацию с помощью нижеприведенного примера:

Пример.

Региональная энергетическая компания имеет котлоагрегаты, которые могут работать как на газе, так и на мазуте.

1) Стоимость (С) 1000 м^З газа с калорийностью 8500 ккал /кг и удельным весом 0,685 кг/м³ составляет зимой:

С =400 * 1,6* 1,2+44,6 *1.2 =821,52 руб.

2) Летом:

С- 400 * 1,1 * 1.2 + 44,6 * 1,2= 535,2 руб.

где 400 руб. ‑ оптовая цена на газ;

1,6 и 1,1 ‑ коэффициенты за перерасход лимитов газа;

44,6 руб. ‑ надбавка ГРО;

1,2 ‑ налог на добавленную стоимость.

Средневзвешенная цена 1000 м^З газа ‑ 678,36 руб.

Стоимость одной гкал энергии из газа = стоимость топлива / калорийность* вес / 1000000.

Или в нашем случае: 678,36 / 685 * 8500 / 1000000 = 116 руб. за гкал энергии.

3) Стоимость мазута 2500 руб./тонну на теплоэлектростанции, калорийность мазута 9800 ккал/кг, удельный вес 1,015 г/м3.

Стоимость одной гкал энергии мазута ‑ 251 руб.

То есть стоимость одной гкал тепловой энергии из газа меньше в 2,16 раза.

Таким образом, рыночная цена за природный газ для данной энергетической компании с учетом всех налогов и акцизов и транспортной надбавки ГРО на газ должна быть не более 1452 руб. / 1000 м^З. Данная цена выгодна и “Газпрому”, поскольку спрос на его продукцию не падает.

Исходя из выше изложенного, можно сделать такие выводы:

1. Цена природного газа для населения должна быть выше цены газа для промышленности, при условии оснащения населения приборами учета и отказа от норм потребления. Данное предложение необходимо сделать привлекательным для населения как потребителя для любого поставщика газа. Перераспределение потоков за счет цены на природный газ между населением и промышленностью позволит обеспечить оптимальную загрузку газопроводов и надежность системы в целом, а также не должно привести к увеличению затрат ЕСГ.

2. Необходимо отказаться от алгоритма ценообразования на природный газ как частного от деления затрат ЕСГ на объем транспортируемого газа, поскольку данный метод не отвечает стимулированию снижения издержек на добычу, транспорт и распределение газа. Кроме этого ЕСГ может потерять сектор рынка природного газа в промышленности и энергетике при выходе на этот рынок газонефтяных компаний, что уменьшит доходы акционеров и инвесторов “Газпрома”.

Об экономических проблемах и особенностях промышленного производства и потребления газа читайте в следующем номере журнала.