Роль ПХГ в обеспечении гибкости систем газоснабжения

куб.м и 1990 млн.куб.м соответственно.По остальным регионам к концу прогнозируемого периода неравномерность потребления газа возрастёт: в Южном ФО до 6804 млн.куб.м (+6,5%), в Северо- Кавказском ФО до 4874 млн.куб.м (+4,2%) и в Уральском ФО - до 7949 млн.куб.м, прирост составит 5,6%.Режимы газопотребления в целом по России отражают неравномерность потребления в её отдельных регионах. Относительная неравномерность газопотребления в целом по ЕСГ за период с 2011-2015 гг. не изменится и составит 14,6%. По Федеральным округам изменение данного показателя происходит разнонаправлено: не изменяется в Центральном ФО (16,1%) , Приволжском ФО (14,0%) и Уральском ФО (9,9%) увеличивается на 0,1% в Северо-Западном ФО до 13,5%, уменьшается в Южном ФО на 0,2 % до 20,1% и на 0,1% в Северо-Кавказском ФОи Сибирском ФО до 22,8% и 14,9% соответственно.Максимальная относительная неравномерность газопотребления к 2015 г. наблюдается в Северо-Кавказском Федеральном округе 22,8% и в Южном Федеральном округе 20,1%, а прогноз минимальной - приходится на Уральский Федеральный округ - 9,9%.Анализ существующих объемов ПХГ по федеральным округам позволил установить, что наибольшая концентрация резервных мощностей сосредоточена в Северо-Кавказском ФО. Уровень резерва этого округа для внутреннего рынка региона составляет 37% от достигнутого объема оперативного газа ПХГ. Следовательно, регион является избыточным с точки зрения наличия резервных мощностей. Это позволяет переводить Северо-Кавказский ФО на режим регионального газоснабжения, высвобождая газовые ресурсы в центре России. Сложившаяся реальность обуславливает возможность создания на базе мощностей ПХГ региона основного стратегического резерва государства.Вторым по наличию в регионе значительных объемов резервных мощностей является Приволжский округ. Южный федеральный округ также обладает достаточным объемом резервных мощностей. Сопоставление потребности в объемах резерва газа для регулирования неравномерности в газоснабжении и активной емкости действующих ПХГ позволяет констатировать положительный баланс наличия резерва газа в этих округах.По другим федеральным округам страны наблюдается дефицит резервныхмощностей:в частности, по Центральному, Северо-Западному, и Уральскомуфедеральных округах, а в Сибирском и Дальневосточном округах ПХГ не имеются. Таким образом, дальнейшее развитие ПХГ на территории РФ, прежде всего, должно быть направлено на увеличение суточной производительности ПХГ для максимально возможного удовлетворения суточной производительности в газе. Строительство новых подземных хранилищ газа должно быть связано с таким распределением активного объема газа на территории страны, которое обеспечит его приближение к основным потребителям, в т.ч. в новых регионах, подключаемых к ЕСГ. Для удовлетворения потребностей в мощностях по подземному хранению газа необходимо при незначительном увеличении активного объема, увеличить почти в 2 раза максимальную суточную производительность хранилищ газа. Такое возможно за счет создания специальных пиковых хранилищ газа в соляных формациях.С целью ликвидации дефицита резервных мощностей в период наступления холодных зим в Северо-Западном, Центральном, Уральском и Сибирском ФО рассматривается возможность создания новых объектов ПХГ в отложениях каменной солиКалининградское, Новомосковское.В связи с ростом неравномерности, как это видно из предыдущего раздела, должны увеличиться и прогнозы объемов отбора и закачки, с возможностью покрытия неравномерности расхода газа.Надежность газоснабжения потребителей России и экспортных поставок газа в ближнее и дальнее зарубежье определяет стабильное развитие газовой промышленности и отдельных ее подотраслей. Одним из основных средств повышения надежности газоснабжения является развитие системы подземных хранилищ газа.Основной задачей подземного хранения газа является покрытие сезонной неравномерности газопотребления и пиковых потребностей в газе, связанных с резким изменением погодных условий или нарушениями в системе газоснабжения.Прогноз развития подземного хранения газа до 2015 года выполнен на основе приказа «О мерах по строительству, реконструкции и вводу объектов подземного хранения газа 2011-2015 годы» утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б.Миллером 26.01.2011 года, в которой представлены данные о достигнутых и прогнозных показателях развития подземного хранения газа в ОАО «Газпром» к сезонам отбора 2011-2015 гг..По результатам исследований, проведенных в рамках работ по разработке «Программы развития ПХГ РФ на 2011-2020 годы по увеличению суточной производительности до 1 млрд. куб.м., были сформированы предложения по развитию мощностей ПХГ для обеспечения потребностей внутреннего рынка и экспорта газа необходимыми объемами резервов газа.Решение проблемы надежного газоснабжения потребителей Северо-Западного региона будет решаться за счет:дальнейшего расширения Невского ПХГ до проектной величины активного объема газа;строительства пикового ПХГ в солях — Калининградского.Для решения проблем Центрального региона потребуется проведение следующих мероприятий:увеличение суточной производительности Касимовского ПХГ;завершение реконструкции на Калужском ПХГ и внедрением газгольдерного режима эксплуатации;строительство пикового ПХГ в солях в районе г. Новомосковск (НовомосковскогоПХГ).Решение проблемы надежного газоснабжения потребителей Уральского региона будет решаться за счет:дальнейшего расширения мощностей Пунгинского ПХГ;строительства Шатровского ПХГ в Курганской области.Запланированные мероприятия по реконструкции и развитию действующих ПХГ, а также строительство новых ПХГ позволит к началу сезона отбора 2015-2016 года увеличить максимальную суточную производительность, расширить сеть газохранилищ и повысить степень надежности и устойчивости работы ЕСГ.Из приведенных данных видно, что в целом по России намечаемого отбора из ПХГ будет недостаточно для покрытия прогнозной сезонной неравномерности газопотребления.В случае отсутствия в некоторых федеральных округах в зоне ЕСГ России подземных хранилищ газа или недостаточного отбора из них для покрытия прогнозной сезонной неравномерности спроса на газ, ее можно регулировать либо за счет добычи, либо за счет перетоков газа из районов с избыточными объемами отбираемого из ПХГ газа.Из таблицы видно, что избыточные объемы отбора газа из ПХГ имеются в Северо- Кавказском ФО, в котором расположено самое большое в мире подземное хранилище газа в истощенном месторождении - Северо-Ставропольское ПХГ и Приволжском ФО, в котором расширение ПХГ опережает потребность региона.Значительный дефицит объемов отбираемого из ПХГ газа наблюдается в Центральном, Северо-Западном, Уральском и Сибирском федеральных округах.Прогнозируемый отбор газа в целом по ЕСГ России в период 2011- 2015 гг. составил в диапазоне 63 - 68 % от технологически возможного отбора. В разрезе ПХГ осталось прежняя тенденция в Северо-Кавказском ФО и Приволжском ФО намечаемого отбора из ПХГ хватит для покрытия сезонной неравномерности. В Южном ФО к концу прогнозируемого периода объемы технологически возможного отбора газа из ПХГ превышают сезонную неравномерность. Таким образом, прогноз намечаемого отбора и закачки газа при необходимости можно корректировать в соответствии с прогнозируемым оперативным резервом газа и существующими мощностями газотранспортной системы ОАО «Газпром».Наращивание объемов активного газа и максимальной суточной производительности в ПХГ необходимо не только для покрытия сезонной неравномерности газопотребления, но и для регулирования суточной неравномерности и покрытия пиковой потребности в газе при сильных похолоданиях или нарушениях в системе газоснабжения. Для обеспечения высоких максимально-суточных отборов газа при нештатных ситуациях (авариях на газопроводах, наступлениях аномально холодных зим) в ПХГ необходимо иметь резервные запасы газа.Система формирования укрупненных удельных эксплуатационных затрат в целях прогнозирования эксплуатационных затрат для действующих и вновь вводимых производственных объектов ОАО «Газпром».На основе фактических эксплуатационных затрат 2010 года определяются базисные показатели удельных эксплуатационных затрат в агрегированной структуре статей затрат и с учетом одного (единого) объекта прогнозирования - ООО «Газпром ПХГ».Расчетные показатели будут использованы длярасчета значенийэксплуатационных затрат по ООО «Газпром ПХГ» в разрезе статей затрат путем умножения удельных показателей на прогнозную величину соответствующих объемных показателей (объем активной емкости по обустройству и т.д.)При прогнозировании эксплуатационных затрат по отдельным статьям затрат с использованием базисных укрупненных показателей удельных эксплуатационных затрат необходимо руководствоваться следующим:а) Условно-переменные и Условно-постоянные затратыДля прогнозирования условно-переменных и условно-постоянных затрат по ООО «Газпром ПХГ», были использованы удельные затраты на единицу объема, рассчитанные по формуле:удельные условно-переменные затраты в целом ООО «Газпром ПХГ» за 2010 год;показатель, характеризующий объем отбора в целом поООО«Газпром ПХГ» за 2010 год;Подходы к прогнозированию эксплуатационных затрат по новым ПХГВ целях определения методических подходов к прогнозированию показателей удельных эксплуатационных затрат для вновь вводимых ПХГ выполнен анализ технико-экономических показателей следующих проектов по созданию, расширению и реконструкции ПХГ:реконструкция газопромысловых сооружений Степновской СПХГ (проект I);создание Таловского ПХГ (проект 2);реконструкция газопромысловых сооружений Песчано-Уметской СПХГ (проект 3);реконструкция ПХГ «Совхозное» (проект 4);создание Березниковского ПХГ (проект 5);расширение Касимовского ПХГ (проект 6);расширение Краснодарского ПХГ (проект 7);расширение ПХГ в залежи зеленой свиты Северо-Ставропольского месторождения (проект 8);создание Волгоградского ПХГ (проект 9);создание Беднодемьяновского ПХГ (проект 10);увеличение суточной производительности Калужского ПХГ (проект 11);обустройство ПХГ в Хадумском горизонте Северо-Ставропольского месторождения (проект 12).Расчеты показателей, характеризующих отношение эксплуатационных затрат к капитальным вложениям по объектам подземного хранения газа выполнены в разрезе следующих основных статей затрат: вспомогательные материалы, расходы на оплату труда, единый социальный налог, капитальный ремонт, прочие затраты.Следует отметить, что в перечисленных выше проектах рассматриваются различные производственные объекты ПХГ и, соответственно, ставятся разные задачи: создание новых объектов, расширение или реконструкция уже действующих. Однако, как следует из таблицы, доля эксплуатационных затрат включая амортизационные отчисления в среднем составляет около 10 % от суммы капитальных вложений, а доля эксплуатационных затрат без учета амортизационных отчислений в среднем составляет около 5 % от капитальных вложений.Общий объем гам объем газа в пределах ловушки, предназначенной для хранения газа.В состав ПХГ входят следующие производственные объекты:эксплуатационные скважины с наземным обустройством;контрольные и наблюдательные скважины;трубопроводные шлейфы от скважин к газосборным (газораспределительным) пунктам;промысловые коллекторы;газораспределительные (газосборные) пункты (ГРП);компрессорные станции с установками подготовки саза к дальнейшей транспортировке;эксплуатационно-хозяйственные блоки, служебные, вспомогательные помещения;полигоны захоронения промстоков с комплексом скважин специального назначения;газопроводы-подключения.Границей раздела между видами деятельности «Подземное хранение газа» и «Транспорт газа» являются охранные краны на газопроводах подключения ПХГ (агорой сварочной стык между краном и трубой по направлению вывода газа из ПХГ).В подземные хранилища газа (как правило, с апреля по октябрь) закачиваются объемы газа.которые могут отбираться в систему магистральных газопроводов для регулирования сезонной неравномерности газопотребления. Кроме того, в ПХГ осуществляется хранение газа сторонних производителей.Газ из магистрального газопровода по газопроводу подключения поступает на узел замера газа (УЗГ). Пройдя предварительную очистку в пылеуловителях от механических примесей, поступает на компрессорную станцию/цех (КС), где при необходимости компримируется в зависимости от пластового давления. Компрессорные станции на ПХГ могут иметь переменную нагрузку, осуществляя как закачку газа в пласт, так и подачу его в магистральный газопровод при отборе.Сжатый и нагревшийся при компримировании газ очищается от масла в сепараторах, охлаждается на установке охлаждения газа (как правило, это аппараты воздушного охлаждения газа) и через маслоотделители поступает на газораспределительный пункт.Па ГРП измеряется объем газа, осуществляется распределение газа и его подача по шлейфам через нагнетательные скважины в пласт. Для закачки используются как газомотокопрессоры.Методические рекомендации по планированию и калькулированию себестоимости подземного хранения газа. Расходы, не включаемые в затраты по обычным видам деятельности (прочие расходы) операционные, в не реал нищ ионные и чрезвычайные.Операционные расходы включают:в расходы, связанные с предоставлением за плату во временное пользование (временное владение и пользование) активов организации;в расходы, связанные с предоставлением за плату прав, возникающих из патентов на изобретения, промышленные образцы и других видов интеллектуальной собственности;расходы, связанные с участием в уставных капиталах других организаций;и расходы, связанные с продажей и выбытием основных средств и иных активов, отличных от денежных средств (кроме иностранной валюты), товаров, продукции;проценты, уплачиваемые организацией за предоставление ей в пользование денежных средств (кредитов, займов);расходы, связанные с оплатой услуг, оказываемых кредитными организациями;отчисления в оценочные резервы, создаваемые в соответствии с правилами бухгалтерского учета (резервы по сомнительным долгам, под обесценение финансовых вложений и др.), а также резервы, создаваемые в связи с признанием условных фактов хозяйственной деятельности;разница между оценкой текущей рыночной стоимости финансовых вложений в котируемые ценные бумаги и предыдущей их оценкой;налог на имущество по отдельным объектам, сдаваемым в аренду, доходы по которой отражаются в составе прочих (операционных) доходов;прочие операционные расходы.Внереализационные расходыВнереализационные расходы включают:штрафы, пени, неустойки за нарушение условий договоров;возмещение причиненных организацией убытков;убытки прошлых лет, признанные в отчетном году;суммы списываемой дебиторской задолженности, по которой истек срок исковой давности, других долгов, нереальных для взыскания;курсовые разницы;сумма уценки активов;перечисление средств (взносов, выплат и т.д.), связанных с благотворительной деятельностью, расходы на осуществление спортивных мероприятий, отдыха, развлечений, мероприятий культурно-просветительского характера и иных аналогичных мероприятий;затраты на содержание объектов социального назначения, не приносящих доход (в том числе налог на имущество);выплаты социального характера, не связанные с производственной деятельностью;расходы по безвозмездной передаче имущества;прочие внереализационные расходы.В составе чрезвычайных расходов отражаются расходы, непосредственно возникающие по фактам происшедших чрезвычайных обстоятельств. К таким расходам, например, относятся: стоимость утраченных материалов, готовой продукции и т.д., затраты по предотвращению и ликвидации чрезвычайных ситуаций производственной деятельности — стихийных бедствий, пожаров, аварий, национализаций имущества и т.п.2.3Тарификация услуг ПХГ для независимых игроковЛогично ожидать, что независимые производители газазаинтересованы в стабильном и предсказуемом развитии бизнеса, максимизации прибылей и капитализации компаний, возможности гарантированного и недискриминационного доступа к газотранспортной системе, в устранении искусственных препятствий и возможности реализации газа на всей территории страны и на экспорт, в увеличении инвестиционной привлекательности.Исходя из этого, независимые производители заинтересованы в построении эффективно действующей, понятной и однозначно трактуемой системе нормативно правовых актов, регулирующих как тарифы на транспортировку добытого ими газа, так и оптовые цены на газ.В интересах независимых производителей следует зафиксировать максимальное число принципиальных моментов в документах возможно более высокого уровня.Нормативные документы должны описывать процедуру, этапы и сроки перехода к новым методам регулирования.Необходима разработка методологии расчета инвестиционной составляющей цен и тарифов, исходя из задаваемого регулирующим органом уровня рентабельности регулируемой организации.Максимизация прибыли для независимых производителей эквивалентна установлению максимально высоких цен на газ и минимальных тарифов на транспортировку. Однако долговременным интересам независимых производителей соответствует учет и баланс интересов всех участников рынка и, не в последнюю очередь, основного игрока на этом рынке – ОАО «Газпром».В интересах независимых производителей добиться устранения расхождения между территориальной дифференциацией оптовых цен и тарифами на транспортировку. Размер платы за транспортировку должен быть однозначным и предсказуемым.На настоящем этапе интересам независимых производителей в большей степени соответствует введение одноставочного тарифа на транспортировку. Введение двухставочного тарифа (первая ставка – плата за мощность, вторая – плата за товарно-транспортную работу) возможно после существенных изменений в системе доступа к газотранспортной системе и разработки качественно иной, более четкой системы взаимоотношений и взаимных обязательств газотранспортной компании и пользователей услуг по транспортировке газа.С нашей точки зрения в наибольшей степени всем этим интересам соответствует одноставочный тариф, построенный по зональному принципу (тарифные зоны должны совпадать с ценовыми).Введение сезонной дифференциации цен в том виде, как она предлагается в проектах ФСТ и ОАО «Газпром», не соответствует интересам независимых производителей газа. Поскольку методика построена так, что падение цен летом больше, чем их увеличение зимой, то при равномерных в течение года поставках газа независимые производители получат меньше выручки от продажи газа по сравнению с ситуацией одинаковых в течение года цен.Выделение хранения газа в отдельный вид деятельности и разработка тарифов на этот вид услуг не соответствует интересам независимых производителей. Это связано с тем, что существует опасность «навязывания» подобной услуги со стороны ОАО «Газпром» в ситуации, когда закачка газа в систему независимым производителем по каким либо причинам будет превышать отбор газа его контрагентом-потребителем. Кроме того, как показывает предшествующий опыт, выделение отдельного вида деятельности в результате всегда приводило к увеличению суммарной платы для конечного потребителя (пример тому – выделение снабженческо-сбытовой деятельности).Однако игнорировать реально существующую работу по закачке и отбору газа из ПХГ нецелесообразно. В настоящее время единственным потребителем услуги по хранению газа является само ОАО «Газпром» – в целях балансировки (сезонной и пиковой) ЕСГ. Обеспечение балансировки ЕСГ и надежности поставок газа является одной из важнейших функций, реально выполняемых ОАО «Газпром». Поэтому предлагаем в составе платы за транспортировку газа выделить (именно выделить в составе уже существующих затрат, а не добавить) отдельную составляющую – плату за балансировку и обеспечение надежности и бесперебойности поставок.При этом, можно дифференцировать эту плату в зависимости от затребованного потребителем газотранспортных услуг режима транспортировки газа, с применением порога чувствительности и коэффициента неравномерности (плата меньше при меньших запланированных отклонениях от постоянного режима и при меньших отклонениях от запланированного режима транспортировки) и – рассчитывать эту плату с учетом затрат на хранение газа. Однако учитывать при этом, что балансировка системы осуществляется не только путем закачки/отбора газа из хранилищ, но и за счет изменения режимов работы самой газотранспортной системы.Глава 3.Предложения по совершенствованию тарифов на услуги ПХГ на территории РФ3.1. Обзор возможностей развития нормативной базы регулирования услуги по хранению природного газаОбзор возможностей хотелось бы начать с государственных мероприятий, возможных к реализации в области регулирования цен на услуги негосударственных компаний в области оборота газа. Развитие тарифообразования, а вместе с ним и контроля над данным видом услуг находится в сфере прямых результатов государства, поэтому именно позиция управляющих структур в данном вопросе предельно интересна и ценна, кроме того на при детальном изучении с позиции основ экономического анализа предлагаемые рекомендации будут отличаться повышенной степенью практической значимости, что полностью соответствует цели данной работы.Итак, государственные аналитики прежде всего ссылаются на заметный рост цен на газ, обозначая их в качестве ключевого фактора, определяющего рост цен на электроэнергию, так как доля газа в конечной цене на электроэнергию в период с 2015 года будет составлять около 40 % с незначительными колебаниями год от года.В качестве основного момента развития тарификации государством предложена индексация цен за прошлогодние периоды с учетом коэффициента инфляции. Рост тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам для независимых производителей газа в 2014 – 2016 гг. не превысит темп роста оптовых цен на газ. При этом запланирован переход на долгосрочное (от 3 до 5 лет) регулирование тарифов на оказание услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям. То есть, государственное регулирование и развитие тарифов сводится к индексации цен в сравнении с предыдущим периодом, а также сдерживания их роста за счет специальных экономических механизмов регулирования. Что ж, данный подход можно назвать классическим и проверенным на практике, но его применяемость достаточно спорна, учитывая аспект степени влияния государства на деятельность и экономическую эффективность деятельности частных компаний.В качестве возможности развития регулирования тарифных ставок хотелось бы рассмотреть такой вариант деятельности, как государственно-частное партнерство. Данный вид договорных отношений давно зарекомендовал себя в различных сферах деятельности государственно-частного взаимодействия, являя собой современный вариант симбиотических отношений, в том числе и в вопросах экономических.Базируется такое партнерство на основании так называемых инвестиционных правоотношениях, определяемых гражданским кодексом, как создание нового объекта инвестиционных правоотношений либо улучшения существующих по взаимному согласию сторон. Для регулирования данного вида отношений в нашей стране давно существует нормативно-правовая база, представленная в таблице ниже.Таблица 3.1. Законодательное регулирование инвестицийОсновные законы РФ, регулирующие инвестиционные правоотношенияГК РФНалоговый кодекс РФЗаконодательство РФ, регулирующее инвестиции с участием публичных образованийБюджетный кодекс РФЗаконодательство о приватизацииЗакон от 21.07.2005 № 94-ФЗ «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд»Специальное законодательство РФ об инвестицияхЗакон РСФСР от 26.06.1991 № 1488-1 (в ред. от 10.01.2003) «Об инвестиционной деятельности в РСФСР»Закон от 25.02.1999 № 39-ФЗ (в ред. от 24.07.2007) «Об инвестиционной деятельности в РФ, осуществляемой в форме капитальных вложений»Закон от 09.07.1999 № 160-ФЗ (в ред. от 26.06.2007) «Об иностранных инвестициях в РФ»Закон от 30.12.2004 № 214-ФЗ (в ред. от 16.10.2006) «Об участии в долевом строительстве многоквартирных домов и иных объектов недвижимости…»Международные соглашения о поддержке инвестиций и об избежании двойного налогообложенияЗакон от 29.04.2008 № 57-ФЗ «О порядке осуществления иностранных инвестиций в хозяйственные общества, имеющие стратегическое значение для обеспечения обороны страны и безопасности государства»Законодательство РФ, регулирующее специальные вопросы, связанные с инвестициями в строительные проектыЗемельное законодательствоГрадостроительное законодательствоПриродоохранное законодательствоЗаконодательство о природопользованииЗаконодательство о регулировании цен на услуги естественных монополийЗаконодательство об охране памятниковТо есть, создания отдельной нормативно-правовой базы для регулирования подобного рода правоотношений – не требуется, а накопленный опыт, указывает на позитивные результаты внедрения такого вида взаимовыгодного сотрудничества, которое приведет к заметному снижению обособленности частных компаний. Создавая такую полугосударственную структуру, государство уже может избежать таких стандартных методов, как сдерживание цен или установка предельного уровня цен.3.2. Формирование рекомендаций для создания тарифовВ данном разделе сформулируем общие принципы, которые необходимы для формирования. Так как предложенный ранее вариант более тесного партнерства с государством на основании инвестиционно-договорных отношений все же рассматривается, как один из вариантов контроля и развития тарифов на услуги ПХГ рассмотрим основные подходы к формированию цен с учетом обозначенного подхода.Соблюдение баланса интересов всех государства и независимых компаний.Одна из основных задач системы ценового и тарифного регулирования – обеспечить в ходе установления тарифа учет и сбалансированность интересов всех сторон. В данной ситуации вследствие монополистической ситуации на рынке подобный подход возможен, но только для создания подсистем. Сам процесс формирования цен и тарифов заключается в поиске компромисса между техническими задачами и финансовыми потребностями организациями осуществляющими поставку услуг на использование ПХГ и потребителем. То есть, необходимо создать такую тарифную сетку и для монополиста, и для не крупныхкомпаний. Такая тарификация является достаточно классической. И в принципе может использоваться в качестве первого этапа создания тарифной сетки.Принятие методик, устанавливающих цены и тарифы, должно быть увязано с решением ряда других вопросов, включающих основные вопросы эксплуатации ПХГ: себестоимость газа, амортизация, себестоимость транспортирования газа до ПХГ, себестоимость транспортирования газа до потребителя, затраты на обеспечение безопасности и ремонт, причем, каждый из этих параметров характеризуется своей динамичностью. Отметим, также что стоимость услуг на ПХГ варьируется от величины спроса. То есть, фиксированная стоимость на услуги ПХГ не возможна.Принцип соответствия уровня рассматриваемого вопроса и уровня нормативного документа:предметы и базовые принципы регулирования – в Законах (например, Закон РФ «О газоснабжении в Российской Федерации» и Закон РФ «О естественных монополиях»);остальные принципы регулирования – в Постановлениях Правительства РФ;процедурные вопросы, вопросы реализации принципов – в ведомственных документах компаний, а также отчеты по бухгалтерскому балансу.Однако, вотличие от классического подхода по установлении всех правил, методикидолжнобыть закреплено за регулятором, в данной ситуации регулятором должны выступать сразу несколько сторон: государство, ОАО «Газпром ПХГ» и независимые компании, согласные на условия данного типа соглашения. Не может быть прямого или косвенного использования методик, устанавливаемых самой регулируемой организацией без утверждения регулятора. Необходимо разработать методику по раздельному учету затрат на каждый вид сопровождения деятельности по предоставлению услуг на эксплуатацию ПХГ за счет нормирования и переоценки основных средств и амортизационных отчислений.Разработка данного типа тарифов возможна только в случае полного помесячного раскрытия информации, что в принципе уже существует на практике, однако саму оценку затрат необходимо проводить более скрупулезно, чем для услуг транспортирования газа, вследствие особенностей использования, а также неравномерности потребления.Детализация составляющих цены и тарифа. Потребитель должен платить за реально оказанный набор услуг. В частности выделение в тарифе на услуги ПХГ за балансировку должно уменьшать величину тарифа в случае равномерного потребления газа и увеличивать плату при неравномерном отборе.Принципы инвестирования по государственно-партнерским отношениям:через инвестиционную составляющую тарифа (для регулируемой организации);отдельный инвестиционный проект, за счет средств независимых инвесторов с передачей объекта в лизинг собственнику ЕСГ;через предоставление услуг по обслуживанию самих ПХГ в качестве соглашения об инвестиционном партнерстве.Поскольку набор методик весьма стандартен рассмотрим основные принципы тарификации применительно к рассматриваемой ситуации. Принцип возмещения затрат регулируемой организации («затраты плюс»), однако в данной ситуации регулятором выступаю скорее независимые компании, поскольку их влияние на рынок в условии его монополизации – минимально. Предприятие, предоставляющее услуги по эксплуатации ПХГ, должно получать финансовыересурсыв объеме, достаточном для компенсации всех произведенных им обоснованных издержек, которые отражаются в ежегодных отчетах по бухгалтерским операциям, включая производственные и инвестиционные программы. Следует стремиться максимально усовершенствовать метод и учесть интересы независимых компаний. Кроме того, необходимо сформулировать условия, при достижении которых возможен переход на другие принципы ценообразования. Реализация данного метода достаточно сложна с точки зрения законодательства и реализации, что, не смотря, на его эффективность все же приводит к увеличению периода его реализации.Основной проблемой в тарификации цен на услуги эксплуатации ПХГ – выделение и разделение регулируемых видов деятельности по их категории соотнесения объемов работы и объемов затрат,исключая из цено – и тарифообразования цены на эксплуатацию ПХГ всех прямых расходов (в т.ч. из прибыли), не связанных с данным видом деятельности и проведение пропорционального разнесение по ним общесистемных расходов. Прибыль от нерегулируемых видов деятельности учитывается при оценке общей рентабельности.Отнесение затрат на предоставление услуг по эксплуатации ПХГ виды деятельности производится на основе:учета подтвержденных затрат в полном объеме (по методике, утвержденной регулятором);пропорционального распределение затрат;нормирования затрат.Как отмечалось ранее, востребованность услуг ПХГ носит сезонный характер, отсюда вытекает необходимость прогнозирования в начале каждого года с учетом развития прибыли на протяжении года, что позволит спрогнозировать возможные издержки, а также сокращения прибыли в теплые периоды года. Следовательно, фиксированная тарифная ставка с индексацией тарифов относительно коэффициента инфляции – невозможна.Кроме учета неравномерности потребления, необходимо учитывать, что объем потребления газа, особенно на территории нашей страны серьезно разнится, вследствие различия климатических параметров, развития инфраструктуры и промышленности. То есть, единой тарификации на территории всей страны невозможно будет достичь ни при каких обстоятельствах.Таким образом, основная рекомендация к развитию тарифной сетки состоит в синтезе и анализе основных статей затрат, возможных инвестиционных программ, нерегулярности потребления по регионам и на протяжении календарного года. Безусловно, данный подход – невозможен, особенно в случае попытки одновременного внедрения учета нескольких параметров. Поэтому в качестве первой ступени взаимодействия можно использовать усиления роли государства в установлении цен, а также учет потребностей и издержек независимых компаний в открытой форме. То есть, по результатам ежегодного раскрытия информации, проводятся аналитические действия, связанные с прогнозом на будущий год для всех компаний, представивших свои данныес привлечением государственных и независимых специалистов. Особенно, стоит отметить преимущество от привлечения независимых экспертов, которые позволят более полно рассмотреть и изучить вопрос, связанный с тарификацией.ЗаключениеНе смотря на то, что основные принципы являются широко известными, фактическая форма их реализации находится в постоянном обсуждении и, следовательно, есть возможность влиять на нее, принимая в нем активное участие. Это позволит не только оперативно отслеживать изменение ситуации, но и влиять на нее, а также поставщикам газа корректировать собственную тактику.Предоставление услуги ПХГ должно основываться на следующих принципах:выделить хранение в качестве отдельной услугипринять формальную методику тарификации на услуги по хранению газа на уровне нормативного правового акта правительства Российской Федерации;обеспечить комплексный подход принимаемых методик с изменениями в других областях регулирования;тариф учитывающий затраты на закачку, хранение и отбор;тариф должен быть долгосрочным (от 3 лет и далее);выделение в составе платы за транспортировку отдельной составляющей платы за балансировку ЕСГ за счет ресурсов газа из ПХГ.Предлагаемаяметодикадолжна конкретизировать решение следующих проблем:установления тарифных ориентиров на среднесрочную перспективу;методологии разнесения расходов по видам деятельности, особенно в части инвестиционной составляющей, а также совершенствования форм отчетности и раскрытия информации;методики дифференциации цен по различным группам потребителей (промышленность и население) на переходный период до устранения перекрестного субсидирования;определения процедур, этапов и сроков перехода к установлению цен и тарифов по новой методике;разработка и определение условий или сроков по достижении которых появится необходимость изменения принципов цено- и/или тарифообразования.Список литературыСТО Газпром 056–2009. Основные положения по расчету и управлению резервами газа в подземных хранилищах. АндреевА.Ф., Зубарева В.Д., Саркисов А.С. Оценка рисковнефтегазовыхпроектов. -М.: ГПУ Изд-во «Нефть и газ»РГУнефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.АндреевА.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д.,ИваникВ.В., Иванов А.В., Кудинов Ю.С.,ПономаревВ.А., Саркисов А.С., Хрычев А.Н. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М.: НУМЦ Минприроды России, 1997.БалабановИ.Т. Основы финансового менеджмента. Учебное пособие. М.: «Финансы и статистика», 1997.БудзулякБ.В., Тер-Саркисов P.M. Подземное хранение газа: современные задачи науки и техники Наука и техника в газовой промышленности, 2004. 3-4. с.3-5ВяхиревР.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. 880 с. 22. Газ из хранилища всегда выручит Газовая промышленность, 2003.Виленский ПЛ.,ЛившицВ.Н., Орлова Е.Р., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Учебное пособие. М.: Дело, 1998.Временная методикадолгосрочногопрогнозирования режимов газопотребления с использованиемЭВМ. М.: Мин-во газовой промышленности. ВНИИЭгазпром, 1987.Газовая промышленность зарубежных стран Экономико- статистический обзор. М.ИРЦГазпром, 2000. с. 183-216ДидковскаяА.С., Лурье М.В., Максимов В.М. Методика непрерывного мониторинга запасов газа в подземныхгазохранилищахТранспорт и подземное хранение газа: Науч.-тех.сб. М.: ИРЦ Газпром 2002. К26. с. 52-64.ДидковскаяА.С., Лурье М.В. О вместимости подземных хранилищ газа, сооружаемых в водоносных пластах Транспорт и подземное хранение газа: Науч.-тех.сб. М.: ИРЦ Газпром, 2003. J22. с.50-55ЗубареваВ.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений внефтегазовойпромышленности. М.: ГПУ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2000.ЗиновьевИ.В., Варягов А., Никитин Н.К.,ГридинВ.А., Беленко СВ. Выделение зон Северо-Ставропольского ПХГ Газовая промышленность, 2003. .№2. с.70-73.ЖученкоИ.А., Ходжа-Багирова А.Э. Расчет тарифов за транзит газа. Материалы 1-й международной конференции «Проблемытарификациив транспорте газа». Прага 18-21 сен. 1996. Прага: ЕСП, 1996.ЕгоринП.Г., Назаров В.И., Кантор Е.Л. и др. Методыстоимостнойоценки запасов нефти и газа. М.: ВИЭМС, 1980.КарцевА.А., Вагин СБ., Шугрин В.П.,БрагинЮ.И. Нефтегазовая гидрогеология. М.:ГУПИзд-во «Нефть и газ»РГУнефти и газа им И.М.Губкина, 2001. 264 с.КирилловД.ПХГ за рубежом // Газпром. – 2010. – № 3. – С. 6. КуликоваЮ.Я., Шептуцолова О.В. О цене услуг подземного хранения газа. «Наукаитехникав газовой промышленности», 2004, вып. 3-4.148КуликоваЮ.Я., Шептуцолова О.В. Методические подходы к определению цены услуг по хранению газа. «Газовая промышленность», июль 2003.Лобанова Т.П. Методы ценообразования на рынке природного газа. Учебное пособие. М-во образования РФ, С.-Петербургский гос. горный университиет им. Г.В. Плеханова. М.: Санкт-Петербург, 2002.Лось В.Н., Иванюк В.А. «Вторая жизнь» подземных хранилищ газа Газовая промышленность, 2004. >Г28. с.59-60ЛурьеМ.В., Дидковская А.С. Диагностика утечек газа из полостиподземногохранилища газа Транспорт и подземное хранение газа: Науч.-тех.сб. М.: ИРЦ Газпром, 2001. №1. с.43-52ЛурьеМ.В., Дидковская А.С, Яковлева Н.В. Естественная убыль природного газа в подземных газохранилищах, создаваемых в водоносных пластах Транспорт и подземное хранение газа: Науч.-тех.сб. М.: ИРЦ Газпром, 2003. №6. с.21-31ЛурьеМ.В., Дидковская А.С., Вегера, Ковалевский,ЯковлеваН.В. Анализ эксплуатации подземных газохранилищ на основе гистерезисных диаграмм Известия ВУЗов «Нефть и газ», 2004. №4. с.63-72МазурИ.И., Шапиро В.Д., Ольдерогге Н.Г. Управление проектами. Учебное пособие для студентов, обучающихся по специальности «Менеджменторганизации», 3-е издание. М.: Изд-во «ОМЕГА-Л», 2005.Методические рекомендации о порядке формирования внутреннихоптовыхцен на добываемый газ,тарифовна услуги по его транспортировке и хранению. М.: ОАО «Газпром», 2004.Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. 2-я ред. М.:ОАО«НПО» Изд-во «Экономика», 2000.Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Теринвест. М. 1994.НедогоноваГ.Л., Ходжа-Багирова А.Э. Формирование тарифов натранспортгаза с использованием методов финансового анализа. «Газовая промышленность», июнь 2000.НовиковаЛ.И., Трегуб С И Нрактический опыт работы подземных хранилищ газаСШАв условиях либерализации рынка Наука и техника в газовой промышленности, 2004. с.43-46Опыт эксплуатации подземного хранилища газа при техногенныхгазопроявленияхСб. научн.-техн. статей под ред.СтрельченкоВ.В. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2001.- 166 с.Отделение подземного хранения газа. Сборник научных трудов. М.: РАО «Газпром» ВНИИГАЗ, 1995.Отконцернак корпорации. «Газпром» станет более мобильным. Все будет предельно открыто и прозрачно. «Газпром», май 2004.42Отчет о деятельности ОАО «Газпром», 2014г.Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. Сборник научных трудов. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003.19. 50 лет ВНИИГАЗу 40 лет ПХГ. Сборник научных трудов. - М.: РАО «Газпром» ВНИИГАЗ, 1998.Подземное хранение газа. Международная конференция. Аннотации докладов. М.: РАО «Газпром» ВНИИГАЗ, 1995.Прогноз развития,размещенияи технико-экономической эффективности подземных хранилищ газа в новых условияххозяйствования. Материалы Научно-технического совета РАО «Газпром». М.:ИРЦГазпром, 1996.ПрохоровА.Д. (общ.ред.). Газовые сети и газохранилища. Учебник. 2-е изд. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей. М:Газоилпресс, 2001.Подземное хранение газаЛурьеМ.В., Дидковская А.С., Варчев Д.В.,ЯковлеваН.В. М.: ФГУП Изд-во «Нефтьи газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004. 172с.РайзбергБ.А. Рыночная экономика. М.:ТОО«Редакция журнала «Деловая жизнь», 1995.СкубакА.Ю., Хронин Б.В. Практика оценки эффективности инвестиционных проектов создания подземных хранилищ природного газа. Доклад международной конференции. М. 1995.СмирновА.К. Подземные хранилища газа в водоносных пластах: Учебное пособие для вузов. М.: «Компания Спутник+», 2003. 115с.Сорокин С.Н., Горячев А.А. Система управления ПХГ в Европе. Управление развитием крупномасштабных систем. М. 2012 год. Технико-экономическое обоснование созданиядочернейкомпании ОАО «Газпром» по подземному хранению газаООО«Газпром ПХГ». 1, 2, 3 редакции. - М.: ООО «НИИгазэкономика», 2004-2005.ТрубочкинаМ.И. Управление затратами на предприятии. М.: ИНФРА-М, 2004.тТышлярИ.С., Гаспарян В.Р., Бренц А.Д. Экономика подземного хранения газа. М.: «Недра», 1991.Фурман. И.Я. «Подземное хранение газа в Единой системе газоснабжения», М.: «Недра», 1992.Фурман. И.Я. и д.р. «Методические указания по определению экономической эффективностикапиталовложенийв увеличение максимального суточного отбора газа из подземных хранилищ», М.: ВНИИЭгазпром, 1983.ШептуцоловаО.В., Куликова Ю.Я. «Неравномерностьгазопотребленияпо регионам России и возможности её регулирования» //2-я конференция молодых ученых «Региональная экономика России» 2 ноября 2001. Сборник научных трудов. М:СОПС, 2001.ШептуцоловаО.В.Совершенствование тарифов на услуги подземных хранилищ газа: Дисс. ... канд. эконом.наук. – М., 2005.ШереметВ.В., Павлюченко В.М., В.Д. Шапирои др. Управление инвестициями в 2-х т.-М.: Высшая школа, 1998.ЯковлеваН.В. Количественная оценка естественной убыли газа вподземномхранилище за счет растворения в воде Транспорт и подземное хранение газа: Науч.-тех.сб. М.: ИРЦ Газпром, 2004. с.64-70ЯковлеваН.В. Потери газа в ПХГ за счет растворения в воде Нефть, газ и бизнес. Научно-техническое приложение. 2004. JVal. с.71-72Storing Natural Gas Underground Oilfield Review Schlumberger. Summer 2002.-p.2-17Приложение 1Рисунок 1. Динамика ставки за услуги по хранению ООО «Газпром ПГХ» за период 2013 – 2014г.Рисунок 2. Динамика ставки за услуги по отбору ООО «Газпром ПГХ» за период 2013 – 2014г.Рисунок 3. Динамика выручки ООО «Газпром ПГХ» за период 2013 – 2014г.Рисунок 4. Динамика эксплуатационных затрат ООО «Газпром ПГХ» за период 2013 – 2014г.Рисунок 4. Итоговая структура выручки ООО «Газпром ПГХ» за период 2013 – 2014г.