Тема 3.1. Ценообразование на топливно-энергетическом рынке

Топливно – энергетический комплекс (ТЭК) включает следующие отрасли народного хозяйства: нефтяную, газовую, угольную и электроэнергетику. ТЭК – важнейшая инфраструктура народного хозяйства,

которая обеспечивает необходимые условия для работы других отраслей экономики и жизнедеятельности населения.

ТЭК производит 30% всей промышленной продукции, дает около 50% ежегодных поступлений от экспорта и более 35% всех налогов, уплачиваемых предприятиями.

В структуре цены любого товара на долю энергоресурсов приходится от

30 до 50% (в развитых странах не более 10%).

Главная особенность отраслей ТЭК по сравнению с другими отраслями и их важнейшая роль в современной экономике России связаны с большими доходами от нефтяного и газового экспорта, вызванные ростом мировых цен на энергоносители.

При этом рентные доходы от топливно-сырьевого сектора приводят к оттоку инвестиций, квалифицированной рабочей силы и других качественных ресурсов из остальных секторов хозяйства и устремляются в отрасли топливно – энергетического комплекса с более высокой зарплатой и ставками капитала.

Защита отечественной обрабатывающей промышленности возможна лишь на основе решительных и масштабных мер государства, включающих регулирование валютного курса, бюджетное распределение, налоговые и таможенные меры исправления диспаритетов, ценовое регулирование.

Цены на продукцию топливно – энергетического комплекса

складываются под влиянием большого количества факторов и критериев,

наиболее важными их которых являются:

– издержки;

– баланс спроса и предложения;

– меры государственного воздействия на деятельность энергетических предприятий;

– цены мирового рынка;

– инвестиционная политика.

Особенности ценообразования на нефть. Структура нефтяной отрасли в Российской Федерации имеет олигопольный характер и характеризуется наличием вертикально – интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), которые осуществляют деятельность во всех сегментах рынка: добыча и переработка нефти, хранение, оптовая, мелкооптовая и розничная реализация нефтепродуктов.

В течение 2004 – 2007 г.г. сохраняется устойчивая тенденция дальнейшего роста экономической концентрации и сокращения количества независимых участников рынка, а также увеличения присутствия на рынках нефтяной отрасли компаний с государственным участием. Сокращается количество малых независимых добывающих компаний и объем добываемой ими нефти (с 1998 – 2007 г.г. объем добычи малых предприятий снизился в два раза – с 10% от общего объема до 5%). Количество независимых АЗС за

2005 – 2007 г.г. снизилось с 70% до почти 50%. Расширение розничных сетей

ВИНК характеризуется отказом от франчайзинговых схем работы и осуществлением выкупа (аренды) активов розничных сетей операторов рынка, ранее осуществлявших реализацию брендированных нефтепродуктов ВИНК.

Внутренняя цена на российскую нефть формируется в результате оценки альтернативы поставки нефти на экспорт (железнодорожным транспортом) к продаже ее давальцам для переработки на соответствующих нефтеперерабатывающих заводах. Сложившаяся структура предложения нефти не позволяет говорить о свободной конкурентной цене нефти на внутреннем рынке России.

Фактически внутренняя цена не нефть рассчитывается методом вычитания таможенной пошлины из экспортной цены и, несмотря на различия в структуре рынка и условиях формирования цены на российском и мировых рынках, зависит от динамики мировых цен.

Хозяйственные отношения в нефтяной отрасли осуществляются на основе законодательства Российской Федерации, действующего применительно и к другим секторам экономики.

Вместе с тем существует ряд особенностей государственного регулирования нефтяной отрасли.

В 2006 г. в Налоговый Кодекс РФ (глава 26) внесены изменения, касающиеся расчета и взимания налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). В целях стимулирования освоения новых месторождений нефти, а также добычи на старых месторождениях введена дифференциация НДПИ в зависимости от выработанности месторождения, определена нулевая ставка НДПИ на период до 7 лет с начала коммерческой добычи нефти при условии, что выработанность месторождения составит не более 20%.

Дифференциаия НДПИ произведена по единственному показателю (выработка месторождения), и не учитывает иные горно-геологические и географические условия, существенно влияющие на себестоимость добычи нефти. Это сохраняет существовавшее ранее уравнительное, «среднее» налогообложение добывающих предприятий по стране в региональном разрезе.

Сохранена привязка к мировым ценам на нефть при расчете базовой ставки НДПИ, что создает разные налоговые условия для добывающих предприятий и предоставляет отдельным компаниям преимущество при ведении хозяйственной деятельности. Существенно ухудшены налоговые условия для малых и средних добывающих компаний, не осуществляющих внешнеторговых операций.

Доля НДПИ в структуре цены нефти на внутреннем рынке составляет более 30%.

В целом налоговая нагрузка в структуре розничной цены нефтепродуктов превышает 50%, из которых НДПИ составляет 10 – 12%, акцизы – 20, НДС – 15, налог на прибыль – 5%.

В последние годы актуальна проблема выяснения причин высоких темпов роста цен на нефть и нефтепродукты, разработка механизмов предотвращения дальнейшего повышения их относительного уровня.

Так, согласно данным табл. 1.3.1. темпы роста цен на нефть и нефтепродукты значительно превосходят темпы инфляции.

Таблица 1.3.1.

Согласно Федеральному закону от 17.08.95 № 147 – ФЗ «О естественных монополиях» деятельность по транспортировке нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам является предметом государственного регулирования. В частности, осуществляется регулирование тарифов на оказание услуг по транспортировке нефти и нефтепродуктов, а также регулирование права доступа к мощностям по транспортировке нефти за пределы Российской Федерации. В целях контроля за объемами вывозимой нефти право доступа к системе магистральных трубопроводов и терминалов при вывозе нефти за рубеж предоставляется предприятиям, осуществляющим добычу нефти, пропорционально объемам добытой нефти, сданной в систему магистральных трубопроводов с учетом стопроцентной пропускной способности.

Однако высокий уровень экономической концентрации и наличие вертикальной интеграции обусловливают основные барьеры для входа и осуществления рентабельной деятельности на рынках нефтепродуктов.

Основной задачей на рынке нефти и нефтепродуктов является повышение стабильности ценовой конъюнктуры на внутреннем рынке:

– введение стандартов раскрытия информации о деятельности ВИНК: ценообразование на каждом этапе от добычи до розничной реализации, запасы и товарный баланс в рамках ВИНК;

– установление обязательных для продажи на открытых торгах (биржах) объемов нефти и нефтепродуктов, что позволит сформировать минимально необходимую ликвидность и будет стимулировать к вовлечению в торговый оборот новых объемов нефти и нефтепродуктов.

Размер таможенной пошлины на экспорт нефтепродуктов должен

варьироваться в зависимости от вида экспортируемого нефтепродукта.

Ценообразование на уголь. Уголь как энергоноситель и сырьевой товар неоднороден. В России используется около 20 марок и семь сортов угля. При таком разнообразии качества угля потребители вынуждены ориентироваться на конкретные угольные месторождения или отдельные угледобывающие предприятия.

Рынок угля представлен двумя сегментами – рынком энергетических углей и рынком коксующихся углей.

Качество энергетических углей определяется не только их марочным составом или теплотой сгорания, а всей совокупностью показателей, т.е. содержанием летучих веществ, влаги, золы, серы, температурой плавления золы и дробимостью угля. Данные показатели часто оказываются достаточно стабильны для конкретных месторождений, поэтому они традиционно идентифицируются потребителями по месту их добычи.

Качество коксующихся углей определяется их металлургической ценностью. Данный вид углей используется для получения кокса и множества ценных химических продуктов в процессе коксования.

На уголь и продукты его переработки действуют свободные цены. Свободная оптовая цена предприятия на уголь включает себестоимость добычи, прибыль и НДС. Влияние природных условий предопределяет различный уровень себестоимости и цены добычи угля в отдельных месторождениях.

На уголь устанавливается цена франко-станция отправления. Транспортные расходы по доставке угля оплачиваются потребителем сверх оптовой цены. В цене приобретения угля стоимость перевозки составляет около 50%, как и стоимость добычи.

В последнее десятилетие сложилась тенденция роста доли газа и нефтепродуктов во внутреннем потреблении первичных энергоресурсов и резкого сокращения производства и потребления угля. Продолжение этой тенденции экономически неоправданно и создает угрозу энергетической безопасности страны. Согласно «Энергетической стратегии», прирост внутреннего потребления газа за весь период 2000 – 2010 можно ограничить уровнем 7,3%. За это же время потребление угля должно увеличиться на 38%, а нетопливных ресурсов – на 36%. Главным направлением замещения газа

углем служат крупные электростанции: ТЭЦ и ГРЭС.

Необходимое условие исправления излишней ориентации энергетического баланса страны на газ – выравнивание внутренних цен газа и угля по эффективности их потребления. Считается, что нормальное соотношение между ценой 1 тут. газа и 1 тут. энергетического угля («ценовой паритет») – 1,6:1. Без установления ценового паритета между газом и энергетическим углем меры по привлечению инвестиций в расширение добычи газа не приведут к повышению общей энергоэффективности народного хозяйства. Дополнительно добытые объемы газа только вытеснят из топливного баланса России новые порции угля и мазута.

Динамика цен на газ и уголь с 1999 г. представлена в табл. 3.1.1. После

2000 г. относительная цена газа стала быстро расти. Однако в 2001 г. цена угля повысилась еще более высокими темпами, ее соотношение с ценой газа даже ухудшилось.

Таблица 3.1.2.

За 2002 г. цена на газ повысилась на 38%, в то время как на уголь –

только на 7%, так что соотношение между ценами стало исправляться.

В течение 2003 г. цена угля снова росла быстрее, чем цена газа

(повышение на 25% против 23%).

Начиная с 2004 г. темпы роста цен на энергетический уголь стали устойчиво отставать от роста цен на газ. Но поскольку цены на уголь в России государством непосредственно не регулируются, то сохраняется опасность излишне быстрого роста цен на уголь.

Высокие темпы роста цен на уголь в 1999 – 2004 г.г. были обусловлены в основном ростом тарифов на железнодорожные перевозки. За этот период среднегодовые цены производителей угля выросли менее, чем в 2 раза, а

тарифы на железнодорожные перевозки – в 4 раза. Если в 1999 г. стоимость транспортировки составляла около половины от цены производителей, то к концу 2003 г. эти составляющие затрат сравнялись.

Если цены на уголь будут расти с темпом 10% в год, то уже в 2009 г. соотношение цены газа и цены угля (на единицу условного топлива) достигнет рационального соотношения 1,61:1, к концу 2010 г. это соотношение составит 1,76 раза. Причем исправление ценовой пропорции между углем и газом будет достигнуто за счет резкого повышения цены газа.

Ценообразование на газ. Ценам на газ принадлежит важная роль в процессе формирования цен на тепло- и электроэнергию. Не меньшее значение имеет цена газа для предприятий и населения, поэтому уровень цен на природный газ регулируется и утверждается Федеральной службой по тарифам (ФСТ). ФСТ утверждает условия применения и пересмотра цены на газ, которые являются обязательными для всех субъектов Федерации – участников Федерального оптового рынка электроэнергии и мощностей (ФОРЭМ), а также для газораспределительных организаций.

Данные по оптовым ценам на природный газ в 2005 – 2008 г.г.для

промышленности и населения представлены в табл. 3.1.3.

Таблица 3.1.3

Система цен на газ предусматривает пять видов цен, устанавливаемых в зависимости от стадий реализации газа, а также от конкретных потребителей:

1. цены предприятий;

2. оптовые цены промышленности;

3. оптовые цены конечного потребления;

4. розничные цены;

5. экспортные цены.

Цены предприятий на газ предназначаются для расчетов газодобывающих предприятий с предприятиями (объединениями), занимающимися транспортировкой газа и поставкой его на газоперерабатывающие заводы. В цены предприятий на газ и газовый конденсат включаются затраты на их перекачку по газопроводу (трубопроводу) поставщика. Расходы на перекачку газа и газового конденсата по газопроводу (трубопроводу), не принадлежащему предприятию – поставщику, несут покупатели газа и газового конденсата. В основе цены предприятия лежат издержки производства, поэтому в ценах отражаются индивидуальные затраты объединения (предприятия), связанные с различиями в условиях разработки газовых месторождений

Оптовая цена промышленности на газ служит для расчетов газоперерабатывающих заводов и предприятий по транспортировке газа с покупателями (или непосредственными конечными потребителями) и перепродавцами газа. Она складывается из цены предприятия и затрат на транспортировку газа, которые достигают примерно 59% цены предприятия.

На транспортировку газа от источника газоснабжения (газораспределительной станции) либо от границы раздела газораспределительных сетей двух газораспределительных организаций до отключающего устройства на вводном газопроводе конечного потребителя устанавливается одноставочный тариф, который дифференцируется по группам конечных покупателей.

Выделяют четыре группы в зависимости от объемов потребления газа:

1 –я группа – конечные потребители с объемом потребления газа свыше

100 млн. м 3 в год;

2 –я группа – конечные потребители от 10 до 100 млн. м 3 в год включительно;

3 –я группа – конечные потребители с объемом потребления газа до 10

млн. м 3 в год;

4 – я группа – население.

Отпуск газа населению производится по розничным ценам, утвержденным в установленном порядке органами исполнительной власти субъектов РФ.

Розничные цены на территории субъекта Федерации могут устанавливаться едиными или дифференцированными территориально по направлениям потребления газа и по зонам обслуживания отдельных газораспределительных организаций. Розничные цены рассчитываются и устанавливаются в рублях за 1000 м 3 газа с учетом в цене налога на добавленную стоимость. При этом уровень цен должен возмещать организациям, осуществляющим поставку газа населению, экономически обоснованные затраты по покупке газа и его транспортировке, а также обеспечивать обоснованную норму прибыли на вложенный капитал.

Для расчетов за газ, поставляемый в зарубежные страны, применяются экспортные цены, которые подразделяются по направлениям экспорта. Цены на газ, поставляемый в страны дальнего зарубежья, ориентируются и изменяются в зависимости от мировых цен на газ, используемый в Западной Европе; цены на газ, экспортируемый в страны СНГ, являются договорными и зависят от платежеспособности этих стран и политическими отношениями. Экспортные цены включают транспортные расходы и затраты на транспортировку до места потребления.

Стратегической целью газовой отрасли является достижение к 2011 г. уровня регулируемых оптовых цен на газ (кроме населения), обеспечивающего равную доходность поставок газа на экспорт и на

внутренний рынок. Планируется изменение подходов к регулированию газовой отрасли – определение более «мягких» методов регулирования

Определена формула расчета оптовой цены газа для промышленных потребителей с 2011 г. исходя из принципа равной доходности поставок газа на внутренний рынок и на экспорт.

Установлены принципы формирования предельных уровней оптовых

цен на газ для новых потребителей:

– в качестве предельного минимального уровня используются

«обычные» регулируемые оптовые цены на газ;

– в качестве предельного максимального уровня используются

«обычные» регулируемые оптовые цены на газ, увеличенные в 2007 г. на

60%, в 2008 г. – на 50%, с 1 января 2009 г. –на 40%, с 1 июля 2009 г. на 30%, с

1 января 2010 г. – на 20%, с 1 июля 2010 г. – на 10%.

Ценообразование на электроэнергию. Цена электрической и тепловой энергии – это стоимость единицы электрической или тепловой энергии, не включающая стоимость услуг по ее передаче и иных соответствующих услуг.

На рынках электрической и тепловой энергии действует система цен,

включающая следующие виды:

– тарифы на электрическую энергию и мощность на оптовом рынке, в том числе, во - первых, тарифы на электрическую энергию и мощность, поставляемые на оптовый рынок субъектами этого рынка – поставщиками электрической энергии и мощности; во - вторых, тарифы на электрическую энергию и мощность для покупателей, действующих в регулируемом секторе оптового рынка; в – третьих, регулируемый предельный тариф, складывающийся в секторе свободной торговли оптового рынка;

– плата за услуги, оказываемые в условиях естественной монополии, регулируемая в соответствии с Федеральным законом «О естественных монополиях». Сюда относятся плата за услуги по передаче электрической энергии по единой национальной и региональным электрическим сетям, плата за услуги по передаче тепловой энергии, плата за услуги естественных монополий в сфере передачи электрической энергии по присоединению потребителей к их электрическим сетям ( в этих условиях порядок и условия оплаты утверждаются Федеральной службой по тарифам);

– плата за услуги, оказываемые на оптовом рынке, в том числе плата за услуги по обеспечению системной надежности. Эти услуги оказываются субъектами оптового рынка в соответствии с перечнем и условиями оплаты, утверждаемыми централизованно. Происходит также оплата за балансировку, т.е. плата за использование или неиспользование мощностей (с учетом резервов) на оптовом рынке, плата за услуги коммерческого оператора оптового рынка – администратора торговой системы, ценовая ставка формирования средств, предназначенная для обеспечения безопасного функционирования и развития атомных электростанций;

– тарифы на тепловую энергию, вырабатываемую организациями,

поставляющими электрическую энергию на оптовый рынок;

– цена продажи производителями электрической энергии, не поставляемой на оптовый рынок;

– плата за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России (абонентская плата). Перечисленные виды тарифов регулируются централизованно;

– тарифы на электрическую и тепловую энергию, поставляемую на потребительский рынок, который состоит из энергоснабжающих организаций и потребителей, расположенных на территориях соответствующих субъектов Федерации. Тарифы утверждаются региональными структурами, которые являются органами исполнительной власти субъектов Федерации.

В систему тарифов на электрическую и тепловую энергию входит равновесная конкурентная цена, складывающаяся в секторе свободной торговли оптового звена. Каждому субъекту оптового рынка − поставщику электрической энергии предоставляется право продажи части вырабатываемой электрической энергии по нерегулируемым ценам. Предельный объем электрической энергии, продажа которого разрешается по нерегулируемым ценам, устанавливается Правительством РФ и должен быть одинаковым в процентном отношении для всех объектов оптового рынка.

Основной методологический принцип определения экономически обоснованного уровня тарифов на электрическую и тепловую энергию − рационализация расходов на их производство и получение прибыли, достаточной для ведения нормальной хозяйственной деятельности.

В состав регулируемых тарифов включаются расходы, состоящие из:

− нормативов удельного расхода топлива на производство 1 кВт/ч электроэнергии, за исключением ядерного;

− цены на топливо, которое используется на выработку 1 кВт/ч (регулируемая государством, установленная на основании договоров, официально опубликованных прогнозных цен, в том числе биржевых котировок);

− расчетных объемов потребления топлива с учетом структуры потребления (берется в среднем за три года);

− нормативов создания запасов топлива (за исключением ядерного);

− оплаты труда конкретных категорий работников, определяемых в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями;

− расходов на проведение ремонтных работ, утвержденных

Федеральной энергетической комиссией.

Предельные тарифы на электроэнергию для поставщиков и покупателей устанавливаются Федеральной энергетической комиссией.

Составляющие предельного тарифа:

− средняя стоимость единицы электроэнергии, включая цену ее покупки на оптовом рынке;

− суммарная стоимость услуг по передаче энергии.

Регулирующие органы определяют величину прибыли, необходимую для эффективного функционирования и развития энергетических предприятий на основе обоснования нормы прибыли на капитал, используемый в регулируемой деятельности. Рассчитывается величина прибыли, достаточная для наличия средств на обслуживание привлеченного и заемного капитала, наличия собственных средств для развития, для выплаты дивидендов и финансирования за счет прибыли других основных расходов. Размер инвестиций, включаемых в расчеты тарифов, определяется на основе программ развития энергетических предприятий и утверждаются регулирующими органами в установленном порядке как составная часть тарифа организации.

Тарифы на электрическую и тепловую энергию, поставляемую потребителям, кроме населения, устанавливается в трех вариантах:

1. в виде стоимости 1 кВт/ч;

2. в виде двух ставок: ставка за покупку 1 кВт/; ставка платы 1 кВт/ч электрической мощности;

3. в виде зонных тарифов − дифференцируется стоимость 1 кВт/ч по недельным или суточным зонам графика электрической нагрузки.

Для населения могут быть использованы первый и третий варианты.

Одноставочный тариф − оплата фактически потребленной энергии по определенной ставке. Бытовые, сельскохозяйственные, промышленные и приравненные к ним потребители, если их присоединенная мощность не превышает 750 кВт, рассчитываются за потребляемую энергию по одноставочному тарифу. Ставка одноставочного тарифа различается по группам потребителей: промышленных и к ним приравненных, бюджетных, бытовых, коммерческих структур.

Для потребителей электроэнергии с годовым максимумом нагрузки не ниже 500 кВт применяется двухставочный тариф, состоящий из двух ставок: основной платы, не зависящей от объема потребления электроэнергии, и дополнительной платы за фактически потребленную электроэнергию, учтенную счетчиком.

Основная ставка − это оплата заявленного максимума нагрузки, т.е. оплата за заявленную мощность в часы максимума нагрузки (с 9 до 12 часов и с 18 до 21 часа). Заявленный максимум нагрузки − это наибольшая получасовая мощность, отпускаемая потребителем в часы суточного максимума нагрузки предприятия. Заявленная мощность фиксируется в договорах с потребителями и периодически контролируется по показателям специальных приборов.

При двухставочном тарифе для потребителей с различным режимом потребления электроэнергии средний тариф за 1 кВт/ч будет различный. Он будет тем меньше, чем равномернее будет использоваться присоединенная мощность. Увеличение потребления электроэнергии на единицу

присоединенной мощности означает более равномерное использование последней во времени. Поэтому система двухставочного тарифа, обеспечивая снижение среднего тарифа за 1 кВт/ч электроэнергии в результате большего ее потребления на единицу мощности, стимулирует предприятия более равномерно использовать мощность во времени. Если предприятие

«перебрало» заявленную мощность в часы максимума нагрузки, с него взимается штрафной тариф в пятикратном размере, при условии «недобора» − все равно платит за заявленную максимальную мощность.

Система двухставочных тарифов применяется лишь к крупным потребителям электроэнергии. Для потребителей с небольшим потреблением электроэнергии установлен один тариф за 1 кВт/ч потребленной электроэнергии.

В табл. 3.1.4 приведены данные об изменении тарифов на электрическую энергию по Российской Федерации.

Таблица 3.1.4

Изменение тарифов на электрическую энергию по РФ

При формировании предельных уровней тарифов сохранялась тенденция увеличения тарифов на электрическую энергию для населения большими темпами, чем в среднем по электроэнергетике в целях сокращения нагрузки на промышленных потребителей от перекрестного субсидирования.

Перекрестное субсидирование населения за счет промышленных потребителей, по оценочным данным, в 2006 году составило около 91,7 млрд. руб. (с НДС), в 2007 году − около 116,6 млрд. руб. (с НДС),

Тарифы на электрическую энергию для населения в условиях

реформирования электроэнергетики России формируются с учетом необходимости сокращения перекрестного субсидирования населения промышленными потребителями.

Сектор свободного ценообразования на оптовом рынке электроэнергии в соответствии с решением Правительства РФ будет увеличиваться от 5% в

2007 году до 100% в 2011 году. По регулируемым тарифам с 2011 года электрическую энергию будет получать только население.

Реформирование электроэнергетики должно привести к изменению методологии ценообразования на оптовом рынке. Формирование рыночных

цен на оптовом рынке будет осуществляться на основании сопоставления ценовых заявок покупателей и продавцов по фактору минимальных цен в соответствии с порядком установления равновесных цен оптового рынка. На последующих этапах становления оптового рынка электроэнергии участникам рынка будет предоставлена возможность заключения контрактов на будущие поставки электроэнергии и на покупку или продажу фиксированного объема электроэнергии для поставки в оговоренную дату в будущем по согласованной цене (форвардных и фьючерсных контрактов), которые обеспечиваются страхованием (хеджированием) рисков резкого изменения рыночных цен.

Цены, складывающиеся в секторе свободной торговли оптового рынка, будут определяться основными принципами развития и функционирования конкурентного оптового рынка электрической энергии.