Действие регулируемых газотранспортных тарифов в России распространяется только на газ, добываемый независимыми от ОАО «Газпром» компаниями, доля которых на рынке составляет около 15%.

Принятый в начале 90-х годов прошлого века базовый принцип функционирования газовой отрасли выразился в создании вертикально-интегрированных холдингов, сформированных на основе существовавших на тот момент систем газоснабжения (в первую очередь ОАО «Газпром», в которое были включены активы Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России, а также ОАО «Норильскгазпром», ОАО «Якутгазпром», ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»). Такое построение, наряду с некоторыми другими факторами, обусловило необходимость регулирования главным образом цен на газ.

Однако с появлением и развитием альтернативных ОАО «Газпром» производителей газа во второй половине 90-х годов стал актуализироваться вопрос регулирования газотранспортных тарифов.

Впервые транспортный тариф был установлен и введен в действие ФЭК РФ с 26.11.1997 г. Его размер составлял 7,7 руб. за транспортировку 1000 м³ газа на 100 километров (в пересчете на валютный курс того периода – свыше $1). За основу был принят дистанционный принцип, при котором стоимость транспортировки газа зависит от фактического расстояния транспортировки.

Впоследствии уровень тарифа неоднократно пересматривался, а после финансового кризиса 1998 года он был продифференцирован – для транспортировки газа на экспорт был установлен отдельный тариф, номинированный в валюте.

В начале 2005 года специально созданной рабочей группой, в которую вошли представители ряда министерств и ведомств, ОАО «Газпром», независимых производителей газа и экспертного сообщества была разработана «Методика расчета тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам» (Приказ ФСТ России от 23. 08.2005 г. N 388-э/1).

Методика расчета газотранспортных тарифов разработана с учетом следующих основополагающих принципов формирования системы тарификации:

- обеспечение достаточности объема выручки, получаемого от транспортировки газа, для покрытия всех обоснованных расходов субъекта регулирования;

- учет существующей структуры газотранспортной системы и особенностей ее функционирования;

- учет особенностей рынка транспортируемого товара и степени его развития, в том числе в области доступа к газотранспортной инфраструктуре;

- направленность системы тарификации на содействие развитию трубопроводной инфраструктуры;

- устойчивость системы, подразумевающая, что на практике не будет возникать необходимость ее изменения неоправданно часто;

- простота расчета тарифов и удобство их применения.

Технологической основой существующей тарифной модели регулирования является обязательное ведение субъектами регулирования раздельного учета расходов по регулируемому виду деятельности.

При определении тарифов на услуги по транспортировке газа в качестве основной расчетной и контрольной величины используется необходимая выручка. Необходимая выручка – экономически обоснованный объем финансовых средств, необходимый для покрытия обоснованных расходов, связанных с транспортировкой газа, в том числе диспетчеризацией поставок газа, и формирования необходимого размера прибыли в течение расчетного периода действия тарифов (периода регулирования).

Необходимая выручка (ТВ) рассчитывается по общеизвестной формуле (см. п. 10.5).

За основу в методике расчета газотранспортных тарифов принимается двухставочная структура тарифа: первая ставка – ставка за пользование магистральными газопроводами (плата за мощность), вторая ставка – плата за совершаемую работу по перемещению газа (за товаротранспортную работу).

Для определения ставок за пользование и за перемещение необходимая выручка распределяется следующим образом – при расчете ставки за перемещение учитываются расходы на электроэнергию и газ на собственные нужды, а также расходы из чистой прибыли, прочие расходы учитываются при расчете ставки за пользование.

Методикой предусмотрен также расчет одноставочных тарифов.

Одноставочные тарифы применяются в случае, если в системе магистральных газопроводов не осуществляется компримирование газа либо доля расходов на электроэнергию и газ, используемый на технологические нужды газотранспортного предприятия, в структуре себестоимости транспортировки газа не превышает 1%. Одноставочные тарифы также могут устанавливаться для региональных систем газоснабжения; двухставочные – для других случаев.

Одноставочный тариф и ставка за перемещение двухставочного тарифа устанавливаются на транспортировку 1000 м³ в случае, если транспортировка газа для всех потребителей транспортных услуг осуществляется по одному маршруту. Также допускается такое установление тарифов для региональных систем газоснабжения. В других случаях одноставочный тариф и ставка за перемещение устанавливаются на транспортировку 1000 м³ на 100 км.

Одноставочный тариф в зависимости от технологической схемы транспортировки газа определяется по следующим формулам (на транспортировку 1000 м³ либо на транспортировку 1000 м³ на 100 км):

 ,                                                   (7.6)

 ,                                            (7.7)

где V_ТР – прогнозный на расчетный период регулирования объем транспортировки газа; ТТР – прогнозный на расчетный период регулирования объем товаротранспортной работы.

Объем транспортируемого газа (V_ТР) рассчитывается по следующей формуле:

,                                  (7.8)

где V_ВХ – объем газа, поступающего в газотранспортную систему; V_СНиТП – объем газа, используемый газотранспортным предприятием при транспортировке газа на собственные нужды, а также объем технологических потерь.

Объем товаротранспортной работы рассчитывается по следующей формуле:

,                                   (7.9)

где ТТР_σ – суммарная товаротранспортная работа по перемещению газа, поступающего в газотранспортную систему предприятия; ТТР_СНиТП – товаротранспортная работа по перемещению газа, используемого газотранспортным предприятием на собственные нужды (топливный газ), а также технологических потерь газа.

Ставка тарифа за мощность устанавливается на основании средневзвешенных расстояний транспортировки газа между зонами входа и выхода. Перечень и состав зон входа и зон выхода утверждаются решением регулирующего органа (ФСТ России).

Под зонами входа в газопроводную систему рассматриваются совокупность точек подключения подводящих газопроводов от месторождений или подземных хранилищ газа (далее – ПХГ) к системе магистральных газопроводов, а также совокупность точек пересечения границы РФ магистральными газопроводами для случаев поставки газа из других стран.

При определении набора зон входа используются следующие основные принципы:

- оптимальный линейный размер зоны входа – не более 100 км;

- в одну зону входа могут быть отнесены участки нескольких магистральных газопроводов, находящихся в одном коридоре, по которым транспортировка осуществляется в одном или нескольких, но идентичных направлениях;

- зоны входа могут ограничиваться зонами ответственности отдельных газотранспортных предприятий, входящих в группу компаний организации-собственника системы газоснабжения, а также границами субъектов РФ.

Под зонами выхода рассматриваются:

- совокупность точек выхода из системы магистральных газопроводов, ограниченная территорией в границах субъектов РФ (в крупных субъектах РФ с протяженностью транспортировки газа в одном из направлений свыше 400 км могут выделяться несколько зон выхода);

- ПХГ (или группа ПХГ на территории одного субъекта РФ);

- совокупность точек пересечения магистральными газопроводами границы РФ.

В случае если магистральные газопроводы субъекта регулирования граничат с магистральными газопроводами другой организации, через которые осуществляется поставка газа конечным потребителям, то в качестве точки выхода рассматривается граница раздела магистральных газопроводов указанных организаций.

В свою очередь, в состав ставки за пользование входит постоянная часть, не зависящая от расстояния и рассчитываемая на основании усредненных данных о расходах для обслуживания газораспределительных станций. Размер другой части ставки зависит от расстояния транспортировки, зависимость эта – нелинейная, рассчитываемая с использованием коэффициентов, которые должны вести к снижению удельной стоимости транспортировки по мере увеличения ее расстояния.

Ставка за пользование, устанавливаемая на транспортировку газа между i-й зоной входа и j-й зоной выхода, в случае транспортировки газа для последующей его поставки на внутренний рынок рассчитывается по следующей формуле:

 ,                                      (7.10)

где  – постоянная часть ставки за пользование, не зависящая от расстояния транспортировки;  – базовая ставка за пользование для транспортировки газа на внутренний рынок; К – расчетная величина – средневзвешенное расстояние транспортировки газа от i-й зоны входа до j -й зоны выхода с учетом коэффициентов дифференциации базовой ставки в зависимости от диапазона протяженности (рассчитывается по специальной методике).

Постоянная часть ставки за пользование рассчитывается следующим образом:

 ,                                                (7.11)

где НВ^ГРС – необходимая выручка на расчетный период действия тарифов для покрытия обоснованных расходов, связанных с эксплуатацией газораспределительных станций (далее – ГРС); V_ГРС – объем газа, проходящий через ГРС.

Постоянная часть ставки за пользование не учитывается в расчете ставки за пользование, в случае если в точке выхода из газотранспортной системы газ не проходит через ГРС (для случая ПХГ), а также в случае если ГРС не принадлежит на праве собственности или на иных законных основаниях газотранспортной организации.

Базовая ставка за пользование для транспортировки газа на внутренний рынок рассчитывается по следующей формуле:

 ,                                             (7.12)

где  – средняя удельная ставка за пользование для транспортировки газа на внутренний рынок; К – корректирующий коэффициент, учитывающий нелинейный характер зависимости ставки от расстояния транспортировки.

Средняя удельная ставка за пользование для транспортировки газа на внутренний рынок рассчитывается по следующей формуле:

 ,                                       (7.13)

где  – сумма расходов газотранспортного предприятия, учитываемая при расчете ставки за пользование для транспортировки газа на внутренний рынок;  – общая сумма товаротранспортной работы по транспортировке газа на внутренний рынок.

Тарифная ставка за перемещение определяется по следующим формулам (на транспортировку 1000 м³ либо на транспортировку 1000 м³ на 100 км):

 ,                                                    (7.14)

,                                                   (7.15)

где НВ_ПЕР – необходимая выручка газотранспортного предприятия для покрытия обоснованных расходов, связанных с перемещением газа (расходов на электроэнергию и газ на собственные нужды и соответствующих расходов из прибыли).

Для стимулирования инвестиционных процессов и развития трубопроводной инфраструктуры предусматривается возможность расчета тарифов для новых объектов магистрального трубопроводного транспорта газа или для действующих участков, на которых проводятся мероприятия по расширению пропускной способности, исходя из обеспечения инвесторам обоснованной нормы доходности на вложенный капитал.

1 Что понимается под ценой?

2 Охарактеризуйте структуру цены.

3 Назовите виды цен в зависимости от стадии ценообразования.

4 Чем отличаются затратные и рыночные методы ценообразования?

5 Какова роль издержек в формировании цены?

6 Охарактеризуйте особенности ценообразования на газовом рынке России.

7 Какие виды цен и тарифов подлежат государственному регулированию на внутреннем российском рынке?

8 Охарактеризуйте структуру нефтяной отрасли в России и ее влияние на ценообразование в нефтяном секторе.

9 Охарактеризуйте общие принципы определения нефтетранспортных тарифов.

10 Назовите виды нефтетранспортных тарифов, предусмотренные действующей методикой тарифообразования в нефтепроводном транспорте.

11 Как обосновываются плановые затраты и прибыль в составе тарифа?

ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ