Единая система газоснабжения России

В прошлом номере журнала мы начали разговор об особенностях организации работы единой системой газоснабжения России (ЕСГ), главной из которых является совокупность рассредоточенных на большом расстоянии, но связанных технологически, объектов добычи газа, его транспортировки, переработки, распределения и резервирования. Мы пришли к выводу, что для решения проблем ЕСГ цена природного газа для населения должна быть выше цены газа для промышленности. Необходимо также 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.

Анализ сезонности получения доходов и роста затрат

Для наглядности построим график доходов и расходов в зависимости от сезонных колебаний для предприятия, которое осуществляет добычу, транспортировку и продажу природного газа (рис.1).

Рис. 1.

Продажа газа осуществляется следующим потребителям: промышленным предприятиям (технологическое потребление), теплоэлектроцентралям, населению через ГРО. Объем продаж населению стабилен, но не покрывает затрат газотранспортной организации. Цена на природный газ, установленная Федеральной энергетической комиссией (ФЭК), покрывает затраты газотранспортной организации, но не дает возможности получения сверхприбыли естественной монополии.

Удельные постоянные издержки (зарплата управленческого персонала, содержание зданий, капитальный ремонт и т.д.) постоянны, то есть не зависят от увеличения или уменьшения объема транспорта газа.

Удельные переменные издержки (затраты на топливный газ для привода газотурбинных агрегатов, затраты, связанные с подготовкой газотранспортной системы к зиме, выплаты по заработной плате, «отпускные» и т.д.) имеют тенденцию роста в течение года. Газотранспортная организация имеет положительное сальдо при максимальном объеме продаж в 1 и 4-м кварталах и отрицательное сальдо во 2 и 3-м кварталах по факту отгрузки своей продукции.

Прежним менеджментом «Газпрома» для финансовой стабилизации газотранспортных и газодобывающих предприятий (то есть покрытия сезонного дефицита средств) были разработаны и введены в действие следующие механизмы:

1) разделение функций сбыта и производства (для чего было создано ООО «Межрегионгаз» ‑ компания, которая должна осуществлять сбор оплаты за природный газ, платить косвенные налоги с оборота, НДС, акциз). Все полученные средства за природный газ направлялись в Москву, где распределялись в соответствии со сметной документацией между газотранспортными и газодобывающими организациями. Данная схема способствовала развитию различных вексельных схем с применением векселей ООО «Межрегионгаз» как платежеспособного средства для расчета с газотранспортными организациями;

2) привлечение заемных средств в виде кредитов банков, продажи векселей с дисконтом «Газпрома» на фондовых рынках и т.д. Использование таких финансовых инструментов необходимо при отсутствии денежных расчетов за природный газ, но они неизбежно приводят к уменьшению чистой прибыли, подлежащей распределению среди акционеров и инвесторов.

Таким образом, следует ввести в практику использование следующих инструментов, которые позволили бы осуществить мероприятия, описанные ниже.

1.Сократить (а в идеале исключить) сезонный дефицит средств за счет:

а) введения сезонных цен на природный газ для энергетиков;

б) внедрения новых производств, выпускающих продукцию, которая обладает эластичностью спроса.

Пример такого рода исключения.

На природный газ установлена твердая цена 1000 руб. / 1000 м³для энергетиков на год. Но в течение года она может изменяться следующим образом: в отопительный период ‑ 600 руб. /1000 м³, в межотопительный период ‑ 1400 руб. / 1000 м³. То есть разница между этими ценами будет платой со стороны энергетических компаний газотранспортной организации за скидку с цены газа в отопительный сезон. Для газотранспортной организации ‑ это резерв для покрытия расходов в межотопительный период.

Для населения сезонных тарифов быть не должно, поскольку потребитель сам производит контроль за потреблением природного газа на основании приборов учета.

2. Для увеличения объемов транспорта газа и роста доходов газотранспортных организаций за счет независимых поставщиков (конечно, при условии, что качество газа будет соответствовать технологическим нормам и будут устранены ценовые «ножницы» между промышленностью и населением) актуальным становится вопрос о снижении издержек в себестоимости транспорта газа. По данным департамента экономической экспертизы и ценообразования ОАО «Газпром», 70% затрат от оптовой цены на природный газ приходится на покрытие расходов по его транспортировке.

Конечно, большую роль тут играют различные вексельные и бартерные схемы, которые ведут к увеличению стоимости текущего и капитального ремонта, затрат на материалы, амортизационных отчислений. Это так называемые субъективные факторы, то есть они могут меняться при изменении менеджмента в Единой системе газоснабжения и не требуют вложения больших инвестиций. Но есть затраты объективного характера, например, энергетические затраты (газ на собственные нужды и покупная электроэнергия, потери газа при транспорте), удельный вес, которых составляет от 25 до 30% от всех затрат на транспорт газа (данные на 1986 год).

Так, примерный подсчет через паспортный КПД газоперекачивающих агрегатов типа ГТК 16 (расход топливного газа на компромирование 70 млрд. м³/год) уходит до 5 млрд. м³, затраты на покупную электроэнергию составляют 28,4 млн. руб. на одну КС. В себестоимости газотранспортной организации денежный эквивалент используемого топливного газа не велик и составляет 275 млн. руб., поскольку ОАО «Газпром» использует для расчетов так называемые внутренние цены ‑ по 55 руб./1000 м³. Если же считать по цене полученной полезной тепловой энергии из этого газа, то затраты составят 3,3 млрд. руб. в год.

Низкие внутренние цены способствуют увеличению балансовой прибыли газотранспортной организации и в конечном итоге всей ЕСГ, но также ведут к увеличению налоговых платежей на прибыль и НДС. Для устранения этих причин необходимо вводить отдельные калькуляции на учет затрат по компромированию газа, на обслуживания 1км линейной части газопровода, и введение механизма оплаты за топливный газ и услуги между газотранспортными организациями через единый банк ЕСГ. Таким образом, создаются условия для оптимизации налоговых платежей на прибыль и НДС, а также появляются экономические предпосылки для создания условий по экономии затрат в организациях Единой системы газоснабжения.

3. Кроме создания экономических условий для снижения затрат необходимо использовать технические решения, которые способствовали бы действительному снижению издержек на использование топливного газа.

Так, расход топливного газа зависит от мощности, расходуемой на сжатие природного газа, от КПД газоперекачивающего агрегата (КПД установленных ГТК ‑ 16-28%, КПД ГТК–25 производства ОАО «Рыбинские авиамоторы» ‑ 38 %). В свою очередь мощность на сжатие газового потока прямо пропорционально зависит от температуры газа, поступающего на вход нагнетателя. То есть актуальным становится вопрос о широком применении технологий охлаждения природного газа с использованием абсорбционных систем или систем компрессии с электрическим приводом, получаемых за счет утилизации перепада давлений между сетями высокого и низкого давления.

4. Кроме вышеперечисленного, для финансовой стабилизации необходимо внедрение новых производств, продукция которых будет иметь спрос на рынке независимо от сезонности с окупаемостью первоначальных затрат на производство сроком не более 2-3 лет (например, создание сети газозаправочных станций на сжиженном или сжатом газе). Спрос на такой вид продукции будет ограничиваться стоимостью нефтяного топлива, автомобильного газобаллонного оборудования, стоимостью специальных автомашин. Перспективно также использование природного газа в качестве замены электроэнергии в технологических процессах отопления, сушки и т.д.

При наличии вышеперечисленных элементов и условии их применения формирование доходов будет выглядеть так, как показано на рис. 2. Из представленного графика видно, что доходы стабилизируются, и значительно меньше зависят от сезонности эксплуатации системы газоснабжения.