Анализ и прогнозирование развития российского рынка газа

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

	

	Анализ и прогнозирование развития российского рынка газа

	

	
СОДЕРЖАНИЕ:

	

	Введение

	1. Структура газовой отрасли России

	1.2 Система торговых отношений в газовой отрасли России

		1.3 Распределение и продажа газа на внутреннем рынке

	1.4 Создание рынка газа России

	1.4.1 Функционирование газовой отрасли России в контексте стимулирования конкуренции

	1.4.2 Концепции либерализации рынка газа

	1.4.3 Поиск компромисса и новые аспекты реформирования

	1.4.4 Развитие газовых бирж

	1.4.5 Электронная торговая площадка

	1.4.6 Некоммерческое партнерство «Межрегиональная Биржа Нефтегазового Комплекса» (МБНК)

	2. Либерализация цен на газ

	2.1 Организация конкурентного рынка газа

	2.1.1 Ценообразование на рынках газа

	2.1.2 Создание организованных рынков и развитие биржевой торговли газом

	2.1.3 Обеспечение требований недискриминационности на рынках газа

	2.2 Инвестиционные процессы как основа развития нефтегазовых предприятий в условиях глобализации мировой экономики - зарубежный опыт

	3. Повышение эффективности нефтегазовых инвестиционных проектов с помощью экономико-математического моделирования

	3.1 Разработка метода повышения эффективности инвестиций для оптимизации инвестиционного планирования в нефтегазовой отрасли

	3.1.1 Математическая постановка задачи

	3.1.2 Метод решения

	3.2 Применение разработанного метода построения функции Беллмана для оптимизации инвестиций в добычу нефти и газового конденсата

	Заключение

	Список используемой литературы

	Приложение

	

	


	ВВЕДЕНИЕ

	

	Газовая промышленность России является уникальным образованием в мировом энергетическом балансе не только потому, что обеспечивает 24% мировой добычи и 28% распределения газа, но и располагает почти одной третью мировых запасов газа.

	Газовая промышленность России является одной из стратегически важных отраслей экономики страны, которая должна обеспечивать стабильность поставок энергоносителей и приемлемость уровня цен на них для удовлетворения потребностей народного хозяйства и населения в энергоресурсах. Доля газа в общем производстве и внутреннем потреблении энергетических ресурсов составляет около 50%. Газ занимает также 45-46% в структуре экспорта топлива из России.

	При вкладе в ВВП России 8%, газовая промышленность обеспечивает до 20% доходов бюджета от налогообложения и акцизных сборов со своих предприятий, а также около 20% валютной выручки государства за счет экспортных поставок газа.

	Актуальность работы определяется чрезвычайно высокой значимостью газовой отрасли в экономическом и социальном развитии общества в России. Особо следует отметить роль природного газа в решении энергетических проблем страны, а также его уникальную способность к аккумуляции финансовых ресурсов, необходимых для экономического развития страны.

	Спецификой российской газовой отрасли является то, что в ней не получили полного развития рыночные методы регулирования экономики. Доминирующим производителем газа в России остается ОАО «Газпром», которое обеспечивает добычу 87% газа, при этом основной вклад в добычу вносят его дочерние предприятия: ООО «Уренгойгазпром», ООО «Ямбурггаздобыча», ООО «Надымгазпром», ООО «Сургутгазпром», ООО «Оренбурггазпром».

	Так называемая «газовая пауза» в 90-е годы позволила не только обеспечить необходимое энергоснабжение российских предприятий, в первую очередь, электроэнергетики, но и поддержать финансовую устойчивость государства в условиях глубокого спада общепромышленного производства. Природный газ был и остается наиболее эффективным, экологически чистым и социально привлекательным энергоносителем, является важным средством решения и геополитических проблем взаимоотношений России и Европейского Союза (ЕС), а также с другими странами мирового сообщества.

	В то же время внутри газовой отрасли накопилось множество проблем, нуждающихся в решении. Цены на газ на внутреннем рынке не обеспечивают условия расширенного воспроизводства производственного аппарата отрасли, а налоговая политика носит фискальный характер. Значительный ущерб отрасли несли неплатежи потребителей, государство не выполняло своих прямых 6язанностей по расчету за обслуживание неотключаемых бюджетных потребителей, что приводило к бартерным и другим суррогатным схемам взаимозачета. Как результат - существенные негативные последствия для газовой отрасли, отразившиеся в недостаточном приросте ресурсной базы при переходе основных добывающих центров в стадию падающей добычи (Ямбург выработанность 39%, Уренгой - 49%, Медвежье - 76%), износу основных фондов в транспорте и распределении газа. В настоящее время износ основных производственных фондов в отрасли составляет 56%, а оборудования компрессорных станций - более 89%. Более 14% магистральных газопроводов имеют срок эксплуатации менее 10 лет, 38% - от 11 до 20 лет, 30% - от 21 до 33 лет. В отдельных газораспределительных системах износ составляет до 80% и более.

	По мнению многих заинтересованных сторон (Министерство экономического развития и торговли, Союз независимых производителей газа, Российский союз промышленников и предпринимателей, Секретариат энергетической хартии), монополизм в российской газовой отрасли, его воздействие на экономику и экономические институты являются основными нерешенными проблемами отрасли. Многочисленные дискуссии о реформировании газовой отрасли России сводятся к нескольким вопросам:

	- сохранять ли действующую монополию ОАО «Газпром»?

	- нужен ли внутренний конкурентный рынок газа?

	- необходимо ли разделить ОАО «Газпром» на несколько компаний в добыче и транспортировке газа?

	Существенным недостатком предложений реформирования является отсутствие оценки их последствий, которые отражают реальное поведение оказывающихся под их воздействием экономических агентов.

	Все это диктует необходимость экономического анализа различных схем организации системы управления в газовой отрасли и разработки рекомендаций по ее совершенствованию.

	

	


	1. СТРУКТУРА ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

	

	Газовая отрасль наиболее устойчивая и эффективная отрасль ТЭК страны. В структуре производства первичных энергоносителей доля газа выросла с 1,3% в 1990 году до 52,2% в 1998 году. При этом удельный вес других энергоресурсов понизился: нефти до 31,9% (на 8,8%); угля до 11,З (на 1,4%).Необходимо подчеркнуть, что наибольший прирост удельного потребления природного газа· наблюдался в структуре топливоснабжения электростанций - с 5% в 1985 г. до 66,1% в 2001 г. при снижении доли мазута за этот же период до 6% (с 22%), а угля до 29,1% (с 33%).

	В настоящее время ежегодное потребление газа в стране, с учетом расхода газа на технологические нужды Единой системы газоснабжения (ЕСГ), составляет более 400 млрд. мЗ. Основными потребителями природного газа являются отрасли российской экономики: электроэнергетика (около 40%), химическая и металлургическая промышленность, производство строительных материалов (более 30%), жилищно-коммунальное хозяйство, население (около 30%). В этой связи целью политики развития рынка газа в РФ должно быть обеспечение Функционирования газовой отрасли в режиме устойчивого развития в целях долгосрочного, надежного и экономически эффективного газоснабжения потребителей страны.

	Продукция отрасли обеспечивает более 50% внутреннего энергопотребления, поступления от экспорта газа (45% от общего экспорта энергоресурсов) составляют более 20% валютной выручки федерального бюджета, отрасль обеспечивает около 20% налоговых поступлений в федеральный бюджет. Производство продукции и оказание услуг в отрасли составляет около 8% в ВВП страны.

						Внутренний рынок контролируется монополистом ОАО «Газпром», осуществляющим множество операций с газом: обеспечивает 87% всей добычи в стране, переработку, транспортировку по магистральным и распределительным газопроводам, реализацию на внутреннем и внешнем рынках. Самостоятельно от его функционируют независимые производители газа (НПГ), к которым относятся вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК) и независимые -газодобывающие организации (НГО).

	Россия располагает крупнейшими в мире запасами природного газа·. Начальные суммарные ресурсы (НСР) свободного газа России составляют 236,1 трлн. мЗ, В том числе 160,3 трлн. мЗ по суше и 75,8 трлн. мЗ по шельфу. Предварительно оцененные запасы категории С2 - 14,2 трлн. мЗ (6%). Перспективные и прогнозные ресурсы категории Сз+D, требующие подтверждения геологоразведочными работами, составляют 162,8 трлн. мЗ.

	Текущие доказанные запасы газа (экономически реализуемые в сегодняшних условиях) по состоянию на 31.12.2003 г. составили 48 трлн. мЗ (27,5% мировых запасов).

	Распределение запасов газа по территории страны неравномерно. На Западную Сибирь приходится 35,4 трлн. мЗ (74%), Урало-Поволжье - 3,7 трлн. мЗ (8%), районы Европейского Севера - 0,5 трлн. мЗ (1%), Восточную Сибирь - 1,6 трлн. мЗ (3%), Дальний Восток - 1,4 трлн. мЗ (3%), шельфовую зону - 3,8 трлн. мЗ (8%). Из общей величины разведанных запасов, на долю чисто энергетического газа (метановый, бессернистый) приходится около 55% запасов, сосредоточенных в основном в Ямало-Ненецком Автономном Округе (ЯНАО).

	По степени эффективности разведанные запасы газа России распределяются следующим образом:

	Высокоэффективные запасы газа, в основном сеноманских залежей в Надым - Пур - Тазовском регионе (НПТР) Западной Сибири, составляют 12,4 трлн. мЗ (26,3%).

	Глубокозалегающие запасы газа - 6,6 трлн. мЗ (14%).

	Запасы низконапорного газа - 8 трлн. мЗ (8,5%).

	Запасы сероводосодержащего газа - 4,1 трлн. мЗ (8,5%).

	Запасы газа, удаленные от районов с развитой инфраструктурой более, чем на 500 км - 16,2 трлн. мЗ (34,3%).

	Более 25% российских разведанных запасов приходится на технологический газ в котором, кроме метана, содержатся также этан, пропан, бутаны, конденсат, гелий. Эти компоненты являются ценнейшим сырьем для химического производства. Этому использовать такой газ в качестве топлива без предварительной очистки нерационально. В частности, природные газы месторождений. Восточной Сибири и Дальнего Востока являются преимущественно технологическими.

	На сегодняшний день открыто 787 месторождений газа, из которых 352 вовлечены в разработку (45,5% общероссийских запасов), около 30% - в подготовленных к разработке, 20% - в разведуемых и менее 1 % законсервированы по технико-экономическим соображениям.

	Благоприятной особенностью распределения разведанных запасов является высокая концентрация. В настоящее время более 90% добычи свободного газа обеспечивают уникальные и крупные месторождения. Около 80% газа добывается в НПТР: почти 73% запасов сосредоточено в 22 уникальных - свыше 500 млрд. мЗ газа месторождениях: Оренбургское (805,7млрд. м), Уренгойское, (5,369 трлн. м), Ямбургское, (4,135 трлн. м3), Заполярное (3,420 трлн. м3). Суммарные запасы крупнейших месторождений - Уренгойского, Ямбургского, Заполярного - 12,9 трлн. 26,9 % от общего объема запасов категорий А+В+С1). 67% добычи газа обеспечивается из трех месторождений - Ямбургского, Уренгойского.

	Важнейшей особенностью ЕСГ России, способствующей образованию долговременного органического единства, является взаимодействие старых, . средних по возрасту и новых месторождений, находящихся на разных стадиях разработки и развития (роста, стабильности и затухания добычи).

	Ресурсы газа, которые могут оказаться в зоне интересов ближайшего освоения оцениваются примерно в 100 трлн. мЗ (в том числе 50% в Западной Сибири). Такой объем запасов газа позволяет уверенно смотреть на газовое обеспечение России в XXI веке, выполнить поставленные в оптимистическом и благоприятном вариантах Стратегии 2020 задачи добычи газа на уровне более 700 млрд. мЗ.

	Таким образом. уникальность ресурсно-сырьевой базы России определяется как размером месторождений. так и характеристиками состава газа.

	Расположение мест добычи природного газа характеризуется значительной удаленностью от центров потребления - на расстояния свыше 1500 км.

	В 1970-1990-х годах уникальная ресурсная база с месторождениями гигантами и расположение основных потребителей газа в европейских районах страны способствовали формированию уникальных по мощности газотранспортных систем. К действующим на то время системам Саратов-Москва, Северный Кавказ-Центр, Бухара-Урал, Средняя Азия - Центр и другим добавились уникальные по мощности и протяженности системы в северных районах Тюменской области (СРТО). Формирование структуры газопроводов было предопределено особенностями размещения запасов и расположением основных потребителей: отношение общей протяженности магистральных газопроводов к суммарной длине распределительных газопроводов низкого давления составляет 1:3 (в США - 1:12; в Великобритании - 1: 1 3).

	ЕСГ представляет собой совокупность технически и технологически, а также экономически связанных элементов, объединенных в целях надежного и эффективного газоснабжения потребителей в единый комплекс через единую систему прогнозирования, планирования и координации деятельности, систему оперативно - технологического регулирования производства, транспортировки и распределения газа. ЕСГ была создана в результате целенаправленной государственной политики, научных исследований и разработок, целевого использования финансовых ресурсов и труда многих поколений. Создание ЕСГ позволяет реализовать в масштабах страны системный эффект от согласованной экономической деятельности большинства газовых объектов, расположенных на территории Российской Федерации.

	В настоящее время в состав ЕСГ входят месторождения газа, магистральные газопроводы высокого давления, централизованная система диспетчерского управления потоками газа и система подземных хранилищ газа (ПХГ), с помощью которой формируется резерв для покрытия сезонных колебаний рыночного спроса.

	Общая протяженность магистральных газопроводов и отводов на конец 2003 г. составила 153,8 тыс. км. Протяженность продуктопроводов - 5,0 тыс. км. Номинальная пропускная способность ЕСГ составляет около 600 млрд. м3 в год.

	Удельный вес газопроводов диаметром 1020, 1220, 1420 мм составляет более 62%. В состав ЕСГ входит 264 компрессорные станции (КС), общая мощность газоперекачивающих 4078 агрегатов, установленных на них - 43,8 млн. кВт.

	Сеть ПХГ расположена вдоль трасс магистральных газопроводов и охватывает основные газопотребляющие экономические районы страны в пяти Федеральных округах: Центральном, Северо-Западном, Приволжском, Южном и Уральском. В 2003 г. объем запасов товарного газа в ПХГ составил 62 млрд. мз.

	Жесткая взаимосвязь основных элементов системы промысел - газопровод потребитель предопределила необходимость высокого уровня централизации управления газовой отраслью. Все объекты технологически неразрывно связаны между собой, поэтому резкое нарушение в работе одного из элементов ЕСГ влечет за собой изменение режима эксплуатации по всей технологической цепочке и в случае, если своевременно не будут приняты оперативные меры, может повлиять на газоснабжение потребителей. В случае реализации политики формирования хозяйственно самостоятельных структур при расчленении ЕСГ России произойдет потеря устойчивости газоснабжения.

	

	1.2 Система торговых отношений в газовой отрасли России

	

	Отношения по поставкам газа, помимо стандартных норм гражданского права, регулируются ФЗ NQ69 от 31.03.1999 г. «О газоснабжении в РФ» и правилами поставки газа, утвержденными постановлением Правительства РФ от 5.02.1998 г. NQ162 «Об утверждении Правил поставки газа в Российской Федерации».

	Правилами поставки газа в РФ. Правила поставки газа являются документом, несколько сужающим сферу гражданско-правовых отношений и рыночных институтов и расширяющих применение административных правоотношений в рамках газового рынка и наделяя рядом функций регулирования торговли ОАО «Газпром» и ЦПДД.

	В настоящее время основным нерыночным элементом системы отношений в области поставок газа является система выставления лимитов поставок газа его покупателям, величина которых слабо зависит от договорного процесса (вопросы установления лимитов поставок газа потребителям полностью находятся в ведении структур ОАО «Газпром» ), превышение лимитов штрафуется.

	Кроме того, в ОАО «Газпром» существует централизованная система планирования и организации поставок газа, что существенно снижает роль рыночных факторов при формировании спроса и предложения на рынке. Организованная торговля газом (через торговые площадки), равно как и срочные сделки, на рынке отсутствуют.

	Отсутствует и публичная информация о параметрах спроса и предложения и результатах сделок, рынок является в достаточной степени закрытым, - в нем преобладают отношения между ОАО «Газпром» и потребителями газа. В таких условиях участникам рынка достаточно сложно прогнозировать объемы и динамику спроса и предложения на рынке.

	Долгосрочные отношения по поставкам газа на рынке также отсутствуют, что является следствием сбытовой политики дочерних структур ОАО «Газпром», заключающих договора сроком действия не более года. Между тем, долгосрочные контракты на поставку газа являются одним из потенциальных инструментов создания инвестиционных гарантий для проектов по строительству газопотребляющих производств - электростанций, металлургических, химических, нефте - и газохимических предприятий, систем теплоснабжения. Долгосрочные контракты на деле необходимы и производителям газа, вкладывающим средства в разработку новых газовых месторождений, и заинтересованным в формировании гарантированного долгосрочного рынка сбыта товара.

	Нормативно-правовой базой взаимодействия с регионами являются соглашения о сотрудничестве, заключаемые между ОАО «Газпром» И администрациями (правительствами) субъектов РФ.

	

	1.3 Распределение и продажа газа на внутреннем рынке

	

	В 2003 году произошли изменения в сфере распределения и сбыта газа, осуществляемого ОАО «Газпром». С 2003 года газотранспортные подразделения ОАО «Газпром» (и головная компания) не занимаются сбытом газа: были выведены затраты на реализацию газа из оптовой цены. В 2003 году 000 «Межрегионгаз» оставил на внутренний рынок 291,0 млрд. м3, причем впервые начал реализовывать газ населению напрямую, без посредничества ГРО (из тарифов на распределение были выделены затраты на оказание сбытовых услуг).

	Таким образом, роль ГРО сместилась от функции монопольных газоснабжающих организаций к функции региональных компаний по транспорту газа.

	Это произошло при принятии правил поставки газа в РФ и положения «Об обеспечении доступа организаций к местным газораспределительным сетям» N21370 от 24.11.1998 г., при развитии прямых контрактных отношений между оптовыми поставщиками - 000 «Межрегионгаз», его аффилированными структурами и непосредственными потребителями газа.

	Еще в 1998-2002 годах для всех российских ГРО были установлены тарифы, а транспортировку газа как самостоятельный вид услуги. Однако, доля поставок потребителям по прямым договорам (в которых ГРО выступали исключительно как газотранспортные компании) в 2002 году достигала только 60%. Остальной газ поставлялся потребителям (в основном мелким) непосредственно ГРО по договорам газоснабжения, где ГРО выступали в качестве организации, оказывающей комплексную услугу по газоснабжению по принципу «одного окна». Только в 2003 оду все ГРО России были лишены права продажи газа непосредственно конечным потребителям (в Германии, например, около 60% ГРО не могут продавать газ конечному потребителю, из них выведены сбытовые организации). При создании ОАО «Газпромрегионгаз» появляется возможность осуществления единого управление ГРО.

	Одновременно ОАО «Газпром» внедряет новую схему работы с потребителями, так как прибыль регионгазов стала формироваться из платы за снабженческо-сбытовые услуги, которая, как предполагается, до возникновения конкурентных условий в сфере реализации газа будет регулироваться государством. Покупка газа по оптовой цене и добавление к ней платы за снабженческо-сбытовые услуги к конечной цене газа составляет не более 3%. В большинстве регионов регион газы для создания собственной абонентской службы взяли за основу аналогичные подразделения ГРО.

	С января 2004 года ОАО «Газпром» осуществляет продажу природного газа ООО «Межрегионгаз» для последующей реализации через 55 региональных компаний газа потребителям. В настоящее время ООО «Межрегионгаз» продолжает реализацию газа в 63 регионах России. ООО «Межрегионгаз» активно сотрудничает с компаниями-посредниками по перепродаже газа, предлагающими потребителям газ, закупаемый у НПГ, импортный центральноазиатский газ, «сверхлимитный» газ, по ценам, превышающим государственные регулируемые (действующие Правила поставки газа допускают это).

	

	1.4 Создание рынка газа в России

	

	1.4.1 Функционирование газовой отрасли России в контексте стимулирования конкуренции

	Уже к концу 1990-х гг. стала очевидной необходимость реформирования организации и условий функционирования газовой отрасли России в силу ряда объективных причин, среди которых выделяются: высокая степень участия государства в делах компаний, фактическое дотирование экономики целого ряда других стран-членов СНГ, монопольный характер деятельности «Газпрома». В результате «Газпром», выполнявший уникальную роль обеспечения экономического развития и существовавшего политического режима в России, стал давать сбои.

	На неблагоприятные объективные условия наложились и политические, и практические факторы. Фактически «Газпром», в силу своей двойственной природы, оставался нерыночным, хотя и исключительно важным, элементом российской экономики. Условия его расширенного воспроизводства были менее благоприятными, чем у других, сравнимых с ним по значению хозяйствующих субъектов.

	В условиях сокращения добычи и растущего экспорта в России появились признаки нехватки природного газа.

	Таким образом, возникла необходимость провести такую неизбежную и критически важную работу, как возвращение незаконно выведенных эффективных производственных активов, реструктуризация непрофильных активов или освобождение от них, наведение порядка в кредитно-финансовой деятельности, повышение неоправданно низкого уровня капитализации, упорядочение экспорта и собственности за рубежом и т.д.

	Параллельно с этим формируется стратегия «Газпрома» по долгосрочному удовлетворению спроса на газ в России. В качестве основных направлений признаются:

		необходимость наращивания собственной добычи (прежде всего засчет освоения месторождений Обско-Тазовской губы и месторождений Ямала);

		сотрудничество с независимыми производителями газа в освоении193 месторождений с малыми запасами газа (общим объемом в 900млрд. куб. м) и предоставление больших возможностей независимым производителям вообще;

		экономия газа при потреблении («Газпром» оценивает потенциал в этой области до 100 млрд. куб. м в год);

		повышение эффективности работы на внешних рынках.

	Успешное завершение этих преобразований является важным, но все же недостаточным условием долгосрочного оздоровления газовой отрасли и ее более эффективного участия в экономическом развитии России. Необходимо перестроить организацию и условия функционирования газовой отрасли страны в целом.

	Правительство, Государственная Дума, «Газпром» и другие заинтересованные организации начали обсуждение как внутрироссийских, так и внешних аспектов этого стратегического вопроса. Осенью 2001 года Президент России поручил Правительству и «Газпрому» разработать концепцию реформирования национального рынка. 11 февраля 2002 года по этой теме в Государственной Думе состоялись слушания, в которых приняли участие представители Федеральной энергетической комиссии, МЭРТ, Минэнерго, «Газпрома», «Росгазификации», не связанных с «Газпромом» производителей газа, областных газораспределительных компаний и крупных потребителей газа. Правительство приняло решение всесторонне рассмотреть вопрос о концепции реформирования газового рынка до конца 2002 года.

	Существующий рынок газа в России с известной долей условности можно представить состоящим из двух секторов — прямо регулируемым правительственными органами и Федеральной энергетической комиссией и нерегулируемым. Несмотря на то, что формально нормативно-правовые акты с 1995 г. позволяют независимым от «Газпрома» организациям продавать газ по ценам, отличным от директивно устанавливаемых, их газ входит в общий баланс, разрабатываемый Минэнерго. Это ведет к тому, что основные экономические параметры «свободного» сектора формируются под влиянием, прямым или косвенным, административных мер, что позволяет некоторым специалистам утверждать, что на самом деле происходит лишь распределение газа по лимитам. И все же следует признать, что независимые производители газа имеют на внутреннем рынке России большую свободу маневра, чем «Газпром». Важным моментом дискуссии является тот факт, что «Газпром» поддерживает идею рынка, состоящего из двух секторов.

	Очевидно, что совершенствование условий функционирования «Газпрома» должно стать частью более широкой реформы, открывающей газовый рынок для конкуренции. Однако условия конкуренции должны быть равными для всех участников, включая «Газпром».

	Наметился концептуальный консенсус по вопросу о том, что «нерегулируемый» сектор должен становиться действительно свободным и его удельный вес должен расти. Признается роль государства и регулирующего органа в этом процессе.

	Федеральная энергетическая комиссия хотела бы иметь нерегулируемый сектор в составе общего федерального оптового рынка газа (по модели ФОРЭМ в электроэнергетике). Независимые производители газа, как и «Газпром», должны иметь прямой доступ к системе оптовой торговли газом. В роли покупателей должны выступать региональные газораспределительные организации, компании по сбыту газа, оптовые покупатели и крупные конечные потребители газа. Со временем доля сектора с регулируемыми ценами будет сокращаться и, в конечном счете, обслуживать только население, коммунальные и бюджетные организации.

	Важную роль в становлении рыночных отношений должна сыграть газовая биржа. Это было бы шагом в направлении к установлению равновыгодности внутреннего и внешнего рынка газа, что помогло бы смягчить обостряющиеся противоречия интересов между «Газпромом» и независимыми производителями.

	Не входящие в систему «Газпрома» производители становятся все более заметными участниками газового рынка. В 2001 г. на их долю приходилось примерно 11% общей российской добычи газа, а в 2003 г. уже 13%49. По оценкам, при благоприятных условиях через 10-15 лет независимые от «Газпрома» организации могли бы увеличить добычу газа до 200 млрд. куб. м.

	Располагая, в отличие от «Газпрома», некоторой гибкостью при установлении цены на свой газ, независимые производители, однако, должны платить более высокие тарифы за его прокачку по магистральным трубопроводам, их доступ к трубе зависит от «Газпрома», их газ, как уже отмечалось, включается Минпромэнерго в общий баланс со всеми вытекающими последствиями. Среди других препятствий представители независимого газового бизнеса отмечают фактическую зависимость от внутренней политики «Газпрома», от позиции администраций регионов, от крупных нефтяных компаний, диверсифицирующих свою деятельность, от газопереработчиков. Наконец, существуют и технические проблемы. В целом ряде случаев независимые производители не имеют возможностей для подачи газа из своих сетей, работающих на давлении 12 атмосфер, в магистральные сети «Газпрома» с давлением 55 атмосфер.

	Обсуждаются два основных подхода к решению ключевой проблемы доступа независимых производителей к магистральным трубопроводам: радикальный и компромиссный. Сторонники радикальных мер настаивают на вычленении из единой системы «Газпрома» транспортной компании и создания режима доступа к ней наподобие системы транспортировки нефти, базирующейся на «Транснефти». «Газпром» не согласен на этот вариант по технологическим причинам. В отличие от нефтяной транспортировки, транспортировка газа более сложна (компрессорные станции, подземные хранилища газа, централизованное регулирование добычи и транспортировки). Кроме того, по мнению «Газпрома», при реформировании газовой отрасли необходимо максимально сохранить целостность Единой системы газоснабжения. В практическом плане это означает, прежде всего, сохранение за «Газпромом» имущества ЕСГ и системы диспетчерского управления (ЦПДУ), через которую «Газпром» продолжал бы осуществлять непрерывный контроль за деятельностью всех объектов ЕСГ.

	С доступом к системе магистральных трубопроводов связан и вопрос экспорта в Европу. До сих пор независимые производители имели возможность поставлять газ (или выступать оператором транзита) только в «ближнее зарубежье». Сейчас этот вопрос остро ставится такими динамичными нефтяными компаниями, как «ЮКОС», «ЛУКОЙЛ» и «ТНК-ВР». «Газпром» уже не отвергает такую возможность, хотя обставляет ее рядом жестких условий, из которых самое главное – создание равных условий внутри России, что включает в себя соответствующую ответственность независимых производителей за поставки газа потребителям и их участие в инвестиционных проектах, прежде всего, в области транспортной инфраструктуры. Позиции сторон постепенно сближаются. На сегодня уже упоминавшийся возможный компромисс выглядит как сохранение за «Газпромом» роли основного экспортного поставщика и его монопольной роли в качестве оператора экспорта газа в «дальнее зарубежье». При этом несвязанные с «Газпромом» компании смогут через него экспортировать добытый ими газ в соответствии с согласованной формулой. В этой связи следует заметить, что как бы не развивались события в дальнейшем, стороны на деле приступили к поиску взаимоприемлемых вариантов решений.

	

	1.4.2 Концепции либерализации рынка газа

	Разработка путей преобразования газовой отрасли России, перевод ее в долгосрочный, оптимальный с точки зрения страны, режим функционирования идет под различными лозунгами. Но вряд ли можно признать удачным какой-нибудь из них. Выдвинутая цель — либерализация газового рынка России — постоянно сталкивается с нападками противников реформ, утверждающих, что нельзя либерализовать несуществующий, не сложившийся рынок. С другой стороны, зацикленность на «расчленении» ОАО «Газпром» нередко подменяет комплексный подход к переустройству газового бизнеса на взвешенной, ответственной рыночной основе.

	Во всех концепциях либерализации российской газовой отрасли присутствуют некоторые обоснованные элементы. Их объединение в комплексное видение проблем способно создать основу устойчивого развития газовой отрасли и российской экономики в целом.

	Можно насчитать около дюжины концепций и рекомендаций по реформированию существующего положения на рынке газа, причем складывались они поэтапно по мере обострения проблем в газовой отрасли.

	Рекомендации МВФ по реструктуризации естественных монополий

	«Рекомендации» были разработаны и предоставлены Правительству РФ для исполнения при получении Россией кредита в 6 млрд. долл. на проведение рыночных реформ. В этот документ впервые вошел тезис, который для многих авторов-реформаторов стал камнем преткновения: о необходимости разделения «Газпрома» на транспортную, добычную и сбытовую составляющие.

		2. Указ Президента №426

	Указ был подготовлен, когда в состав правительства Российской Федерации входили вице-премьеры А.Б. Чубайс и Б.Е. Немцов, а также руководивший в начале 1997 г. Министерством экономики Е.Г. Ясин, представлявшие «реформаторский» блок. Цель принятия документа — радикальные рыночные преобразования в электроэнергетике, газовой отрасли, на железнодорожном транспорте и в области связи. Во исполнение Указа было принято Постановление Правительства № 987 «Об утверждении Программы мер по структурной перестройке, приватизации и усилению контроля в сферах естественных монополий». Концепция стала первым и на долгое время единственным программным документом, специально посвященным реформированию естественных монополий, принятым на столь высоком уровне (Указ Президента). До настоящего времени Указ №426 не отменен.

	Основные положения концепции, изложенные в Указе №426:

		формирование рыночных отношений в сфере газовой отрасли РФ путем создания условий, благоприятных для развития независимых производителей газа, и одновременном повышении эффективности регулирования деятельности монополии ОАО «Газпром»;

		структурная реформа «Газпрома» посредством внутрифирменного (врамках ОАО «Газпром») обособления подразделений по транспортировке от подразделений по добыче газа на последнем, третьем этапепроведения реформы.

	Указ не конкретизирует направления реформирования, не делегирует министерствам и ведомствам полномочий по разработке механизмов проведения. В документе отсутствует анализ состояния отрасли и нет прогноза результатов реализации концепции. Тем не менее, она привлекает внимание разработкой положений по обеспечению недискриминационного доступа производителей газа к газотранспортным системам и потребителям.

		3. Заявление Правительства и ЦБ РФ 1998 г.

	После дефолта 1998 г. встала задача возобновления кредитования России со стороны международных финансовых организаций. Фактором, способствующим получению Россией займов МВФ и МБРР, явилось согласование с этими институтами Постановления Правительства РФ от 19.07.1999г. №829, а также согласование с ними Правительством и ЦБ РФ экономической политики. В этих целях в 1998 гг. были разработаны и утверждены «Заявление Правительства РФ и ЦБ РФ об экономической политике на 1999 г.» и «Письмо Правительства РФ и ЦБ РФ о политике развития для целей третьего займа на структурную перестройку экономики».

	Оба документа содержат пассажи об институциональных преобразованиях в отраслях естественных монополий, в том числе, в газовой отрасли. Однако они носят общий характер, не конкретизируют направления реформ, делегирования ответственности за разработку конкретных механизмов реализации реформ и перечня соответствующих нормативных и правовых актов. Анализ состояния газовой отрасли отсутствует. С этой точки зрения указанные документы не были востребованы для работы над преобразованием газовой отрасли.

	4. Концепция Минтопэнерго и Минэкономики Российской Федерации

	После финансового кризиса августа 1998 г., Правительство С.В.Кириенко было отправлено в отставку. В ситуации неопределенности с главой Правительства Минтопэнерго и Минэкономики РФ в рамках выполнения Заявления Правительства и ЦБ РФ и соответствующих поручений подготовили и направили в Правительство «Концепцию (стратегию) развития газовой отрасли».

	В письме Минтопэнерго РФ от 2 сентября 1998 г., которое сопровождало проект в Правительство, указывалось, что «Концепция» требует дальнейшей доработки и содержалась просьба дать соответствующие поручения. В марте 1999 г. Минэкономики направило в Правительство проект «Стратегии развития газовой отрасли», который фактически был осовремененным вариантом «Концепции» Минтопэнерго. Впоследствии работа над стратегией была прекращена.

	Среди особенностей концепции Минтопэнерго можно выделить следующее:

		большая ее часть посвящена описанию текущего состояния отрасли и предполагаемым показателям ее будущего развития,

		под «реформированием» отрасли понимается изменение организационной структуры РАО «Газпром», проводимое во внутрикорпоративных целях,

		конкретные предложения по изменению отношений в сфере функционирования и регулирования газовой отрасли отсутствуют.

	Все это не позволяет считать данный документ полноценной концепцией развития рынка газа и реформирования газовой отрасли.

	5. Распоряжение Правительства №1072-р

	В начале 2000 г., после прихода к власти нового Президента, в «Центре стратегических разработок» были разработаны основные направления экономической политики Российской Федерации на ближайшие годы и перспективу На базе разработок был принят «План действий Правительства РФ в области социальной политики и модернизации экономики на 2000-2001 гг.».

	Кроме утверждения этого плана Распоряжение № 1072-р устанавливало персональную ответственность руководителей федеральных органов за разработку и принятие отнесенных к их ведению основных мероприятий. МЭРТ и другим федеральным органам было поручено в 2-х месячный срок подготовить и в установленном порядке представить в Правительство план законопроектной деятельности.

	Основные положения документа включали в себя сформулированные в виде поручений соответствующим федеральным органам планы по разработке концепции развития рынка газа в РФ и программы повышения цен на газ.

	Однако большинство запланированных документом мер не выполнено, ключевые документы (концепция развития рынка газа и программа повышения цен на газ) не были приняты.

		6. Исследование для Минтопэнерго/МБРР

	Материал «Статус подотрасли газораспределения, включая ее взаимоотношения с подотраслями добычи и транспорта газа, и с учетом экономических интересов потребителей в России» был подготовлен по заказу Минтопэнерго РФ в 1999-2000 гг. в рамках работ по программе исследований, финансируемых за счет средств займа Всемирного Банка. Разработчиками выступали Институт энергетических исследований РАН, а также известные международные консультационные компании CERA и «Артур Андерсен».

	Содержание этого материала легло в основу нескольких документов программно-концептуального характера по вопросам реформирования газовой отрасли (Распоряжение Правительства РФ №1072-р; Концепция развития рынка газа, направленная ФЭК в Правительство РФ в ноябре — декабре 2000 г.; Концепция развития рынка газа в РФ, разработанная ФЭК России зимой весной 2001 г.).

		7. Концепция либерализации газовой отрасли Союза независимых производителей газа

	Общие принципы этой концепции заключаются в следующем:

		реформирование газовой отрасли должно проводиться эволюционным путем, в несколько этапов, общий срок проведения реформ должен занять не менее 8-10 лет,

		решение о сроках реализации этапов реформирования газовой отрасли, а также о комплексе мероприятий, реализуемых на каждом из этапов, принимает Правительство Российской Федерации.

	В концепции были выделены три стадии реформы, которая должна была охватывать десятилетний период и осуществляться поэтапно с тем, чтобы избежать негативных последствий для энергетической безопасности России.

	На первом этапе реформы (2003-2005) предусматривались:

		•реализация принципа перехода к раздельному учету затрат на добычу, транспортировку и реализацию газа, что предполагает формирование газодобывающих, транспортной и торговых компаний в рамках единого ОАО «Газпром» в форме его 100-процентных дочерних структур;

		•создание двухсекторной модели российского рынка газа из регулируемого и нерегулируемого секторов с целью постепенной либерализации внутренних цен на газ. разработка порядка доступа не входящих в структуру ОАО «Газпром» газодобывающих компаний к экспорту в страны ближнего и дальнего зарубежья;

		подготовительная работа по объединению рынков ОАО «Газпром»;

		внесение необходимых поправок в российское законодательство, отменяющих закрепление в собственности ОАО «Газпром» Единой системы газоснабжения и перевода ее в государственную собственность; закрепляющих равную степень ответственности за надежность газоснабжения Российской Федерации ОАО «Газпром» и не входящих в его структуру газодобывающих компаний; вводящих перечень секторов и объектов стратегического и социального назначения, снабжаемых газом по льготным ценам, которые дотируются за счет государственного бюджета;

		создание дифференцированного порядка налогообложения газодобычи в зависимости от горно-геологических и природно-климатических условий газодобычи, а также степени выработанности месторождений, определяются соответствующие поправки в российское законодательство.

	Второй этап предполагаемой реформы (2006-2010 гг.) должен был содержать следующие аспекты:

		Расширение свободного сектора торговли газом до 50-60% от общего объема рынка при соблюдении принципа, когда ОАО «Газпром» поставляет на свободный сектор объемы газа, не превышающие объемы поставок не входящими в его структуру газодобывающими компаниями;

		Фактическая отмена разделения рынков акций ОАО «Газпром», организация торговли акциями компании по правилам, общепринятым на российском фондовом рынке;

		Введение в действие правил доступа независимых производителей газа к экспорту в страны дальнего зарубежья;

		Внесение поправок в российское законодательство в части дифференцированного налогообложения газодобычи.

	Третий — заключительный этап реформы (2011-2013 гг.) будет определяться итогами первых двух этапов. На этом этапе должно быть отменено государственное регулирование цен на газ и осуществлен переход к государственному регулированию тарифов на услуги по его транспортировке (за исключением законодательно определенных секторов и объектов стратегического социального назначения, снабжаемых газом по льготным ценам, которые дотируются за счет государственного бюджета). К тому времени будет понятно, каким образом следует организовывать функционирование ГТС в системе отношений в газовой отрасли.

	Все же следует признать, что в центре общественных дискуссий (и основой разработки консолидированной версии реформы на государственном уровне) стали четыре основные концепции ОАО «Газпром» (естественно, самая консервативная), Министерства экономического развития и торговли (радикальная), Федеральной энергетической комиссии и Российского союза предпринимателей и промышленников (обе по разному, но все же компромиссные по сути).

	Долгое время ОАО «Газпром» занимал выжидательную позицию по вопросам реформирования газовой отрасли. Однако это не означало, что ничего не делалось для того, чтобы сохранить свои привилегированные позиции. Напротив, на все ветви государственной власти осуществлялся планомерный нажим.

	Однако инерция неудовлетворенности положением дел в газовой отрасли в сочетании со все более агрессивными интересами «негазпромовских» добывающих компаний не позволили полностью снять эти вопросы с общественной повестки дня. Емкий лозунг «Газпром — национальное достояние» стал дополняться интеллектуальным наступлением неровным, некомплексным, часто носящим реагирующий характер. Стали создаваться тактические союзы, начались переговоры с основными возмутителями спокойствия.

	Пожалуй, впервые в комплексном виде концептуальные установки реформирования отрасли были сформулированы в письме председателя правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллера Президенту Российской Федерации В.В. Путину в декабре 2002 г. Судя по публичным материалам, основные моменты подхода «Газпрома» к этим проблемам сводились к следующему:

		Разработке правительственной концепции развития рынка газа должно предшествовать принятие основных положений Энергетическойстратегии России на период до 2020 года. (Это требование «Газпромабыло удовлетворено. Энергетическая стратегия была принята окончательно в августе 2003 г.);

		Должна быть разработана государственная программа поэтапного повышения цен на газ;

		Должны быть разработаны принципы участия независимых производителей газа в реконструкции газотранспортной системы;

		«Газпрому» необходимо предоставить право продавать часть газа на российском рынке по свободным ценам.

	В дальнейшем конкретные направления были развернуты. Так, «Газпром» исходит из того, что в ближайшие 5-6 лет в России должен быть создан и начать функционировать двухсекторный оптовый рынок газа с регулируемыми и «свободными» ценами. Основную опасность экспериментов в газовой отрасли «Газпром» видит в возможности дестабилизации социально-экономического развития страны, потери инвестиционного потенциала. Для предотвращения такого развития событий необходимо постепенно сближать регулируемые цены с уровнем рыночных цен и одновременно сокращать объем регулируемого рынка в пользу нерегулируемого.

	Переход на преимущественно рыночные условия, наверняка, осложнит положение социально уязвимых слоев населения. Для предотвращения таких последствий необходимо заблаговременно разработать эффективную систему мер на адаптационный период, включая, возможно, целевое субсидирование.

	8. Концепция либерализации газовой отрасли ОАО «Газпром»

	Фактически первый раз мнение «Газпрома» относительно реформирования отрасли было представлено в апреле 2002 г. Тогда на заседании Правления общества были одобрены основные принципы перспективной политики ценообразования на газ на внутреннем рынке.

	На протяжении 2002 и в начале 2003 годов члены руководства ОАО «Газпром» не раз делали заявления, которые при желании можно было толковать как готовность обсуждать ранее «запретные» темы. Наиболее важными темами для «Газпрома» являются:

		Необходимость обособления системы магистральных газопроводов и диспетчерской работы внутри самого «Газпрома» и повышение уровня прозрачности информации о наличии газотранспортных мощностей и тарифов на их использование;

		Упрощение правил и процедур допуска сторонних организаций к газотранспортной системе;

		Введение единого тарифа на транспортировку газа всех компаний, включая «Газпром»;

		•Целесообразность и оптимальные формы и условия участия независимых газовых компаний к экспорту, при обязательном сохранении за «Газпромом» («Газэкспортом») функций единого экспортного канала.

	В марте 2003 года был представлен «Проект Концепции развития рынка газа в Российской Федерации», подготовленный ОАО «Газпром». Данный проект рассматривает, помимо вышеперечисленных вопросов, создание в России нерегулируемого сегменты рынка газа с последующим полным вытеснением регулируемого сегмента.

	Формирование рынка газа предполагает решение следующих основных задач:

		создания эффективного механизма использования резервов и новых технологий, направленных на снижение издержек в сфере производства, транспорта, хранения, распределения и сбыта газа, улучшения финансового состояния организаций отрасли;

		ликвидации диспропорций развития газового рынка, сдерживающих производственное развитие газовых компаний, снятия административных ограничений и расширения сферы применения рыночных механизмов;

		•формирования оптимальной структуры топливно-энергетического баланса страны, рационального использования газа и стимулирования газосбережения во всех сферах экономики;

		создания благоприятных условий для освоения новых месторождений, строительства и эксплуатации новых мощностей по транспорту, хранению и распределению газа, стимулирования новых производителей газа;

		повышения открытости торговли. Создания торговых площадок и определения принципов взаимодействия с субъектами рыночной инфраструктуры. Повышения открытости информации, характеризующей спрос и предложение на рынке. Развития долгосрочных отношений и инструментов срочного рынка;

		•поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования в газовой отрасли и совершенствования системы поддержки малообеспеченных слоев населения;

		•сохранения и развития инфраструктуры газоснабжения, включающей в себя промыслы, магистральные и распределительные сети, хранилища газа и систему диспетчерского управления;

		•улучшения нормативной правовой базы функционирования отрасли в рыночных условиях.

	Формирование рынка газа в Российской Федерации осуществляется под контролем и при непосредственном участии государства и основывается на следующих принципах:

		•развития конкуренции в сфере добычи газа и оказания услуг (проектирование, строительство, ремонт и др.) в газовой отрасли;

		•торговли газом на основе расширения сферы нерегулируемого сегмента рынка, включая биржевую торговлю;

		развития межтопливной конкуренции (газ, мазут, уголь и другие);

		проведения тарифной политики, обеспечивающей экономическую обоснованность регулируемых цен (тарифов) с учетом самофинансирования газовой отрасли, постепенный переход от государственного регулирования цен на газ к рыночному формированию цен на основе спроса и предложения;

		обеспечения финансовой прозрачности регулируемых государством видов деятельности;

		защиты потребителей газа и иных субъектов газового рынка от недобросовестной конкуренции и монопольных действий;

		обеспечения недискриминационного доступа к свободным мощностям магистральных и распределительных газопроводов всем производителям газа в соответствии с установленными правилами;

		обеспечения прав и гарантий инвесторов, кредиторов и акционеров;

		сохранения Единой системы газоснабжения как основы газообеспечения России;

		деконцентрации внутреннего рынка газа за счет появления на нем новых хозяйствующих субъектов, как отечественных, так и зарубежных;

		постепенного дерегулирования сложившихся экономических и хозяйственных отношений;

		обеспечения всем участникам рынка равных условий осуществления хозяйственной деятельности на рынке газа в соответствии с действующим законодательством.

	В данном документе, тем не менее, не уделяется внимание вопросам реструктуризации самого ОАО «Газпром». Таким образом любые инициативы «Газпрома» по возможным изменениям газового бизнеса в России исходят из основополагающего тезиса — именно за ним должны сохраниться рычаги управления газовой отраслью страны.

	В марте 2004 года А.Б: Миллер представил программу очередного этапа реформирования компании. Суть реформы будет состоять в разделении финансовых потоков по видам деятельности: отдельно будут учитываться добыча, транспортировка, сбыт жидких углеводородов и газа, а также его переработка и подземное хранение. В дочерних компаниях будут выделены подразделения для каждого вида деятельности, которые будут вести самостоятельный финансовый учет.

	Задачами такого реформирования являются:

		повышение эффективности работы всей газотранспортной системы;

		привлечение средств в ее реконструкцию и создание условий для формирования прозрачного тарифа на транспортировку газа;

		консолидация основных видов деятельности и повышение эффективности управления всей системой дочерних обществ «Газпрома».

	Уже к началу 2005 г. «Газпром» введет отдельный финансовый учет транспортных издержек.

	Суть преобразований сводится к выделению из 17 трансгазов (дочерних ООО «Газпрома», в основном занимающихся транспортировкой газа) структур, непосредственно не занимающихся обслуживанием сети магистральных трубопроводов. В частности, ряд контролируемых трансгазами сетей низкого давления будут переданы в ООО «Регионгазхолдинг»; структуры, обеспечивающие обслуживание скважин,- в добывающие ООО; ремонтные и сервисные структуры будут преобразованы в «дочки» со своим балансом.

	На базе сервисных предприятий будут созданы самостоятельные юридические лица, которые будут участвовать в конкурсах на оказание соответствующих услуг транспортным организациям. Объекты социальной сферы трансгазов предполагается передать на баланс единой планово убыточной компании.

	Из добывающих «дочек» «Газпрома» будут выделены и присоединены к трансгазам подразделения, обслуживающие газопроводы. Таким образом, бизнес 17 трансгазов к началу 2005 года сведется к услугам по транспортировке газа. Рассматриваются также и возможности укрупнения трансгазов.

	Помимо прочего, в структуре «Газпрома» появится 100%-ое дочернее предприятие, которое будет арендовать у монополии подземные хранилища и заниматься исключительно хранением газа, включая газ других производителей.

	После реструктуризации «Газпром» внесет изменения в международную финансовую отчетность, а затраты по разным видам деятельности (большинство из которых сейчас внесено в раздел «Прочее») будут описаны более детально.

	Помимо реструктурирования трансгазов, предполагается консолидация активов дочерних обществ на базе «Межрегионгазхолдинга». В «Межрегионгазхолдинг будут переданы газораспределительные сети и акции ГРО, с баланса «Газпрома», трансгазов, а также «Межрегионга-за» и его «дочек» («Регионгазхолдинга» и региональных газовых компаний) на общую сумму 22,2 млрд. руб. «Межрегионгазхолдинг» получит 206 газораспределительных организаций, которые эксплуатируют 75% распределительных газопроводов страны (403 тыс. км), обеспечивают поставку в 75% населенных пунктов 58% потребляемого газа (около 158 млрд. куб. м).

	На первом этапе акции новой компании будут разделены между стопроцентными «дочками» «Газпрома» — «Межрегионгазом» и «Лентрансгазом» в пропорции 99% на 1%. Сделано это с целью соблюсти законодательные формальности, требующие более одного участника для открытого акционерного общества. А такая форма организации была избрана руководством «Газпрома» в связи с планами привлечь в дальнейшем стороннего инвестора. После того как «Межрегионгазхолдинг» консолидирует газораспределительные активы группы на своем балансе, контрольный пакет акций компании будет передан самому «Газпрому», а оставшаяся доля будет предложена инвесторам.

	Очевидно, что давление, оказываемое на ОАО «Газпром» в течение последних лет, привело к тому, что Общество решило сделать первые шаги и «возглавить» движение к либерализации газовой отрасли.

	В концепции ОАО «Газпром» 2003 года указано, что должен быть обеспечен недескриминационный доступ к газопроводам, как к магистральным, так и к распределительным, всех участников газового бизнеса. Теоретически этого можно добиться, обязуя «Газпром» обеспечить недискриминационный доступ газовых компаний к газотранспортной сети на основе четких и прозрачных правил. Однако весь российский, да и зарубежный, опыт говорит о том, что на практике этого добиться невозможно.

	Представители МЭРТ с оптимизмом встретили такие подвижки со стороны «Газпрома» видимо постольку, поскольку в мировой практике, вслед за разделением учета затрат следует разделение самой компании. Но у нас, напротив, происходит укрепление позиций «Газпрома» на внутреннем рынке, что выражается в приобретении ГРО, консолидации всех транспортных активов в рамках «Газпрома» на всех уровнях транспортной цепочки, а в импорте - 25-летние соглашение с Туркменистаном, дает возможность компании стать единственным импортером среднеазиатского газа. В экспорте происходит вытеснение НПГ с освоенных рынков СНГ и Прибалтики.

	С целью оптимизации работы газовой отрасли России и создания равных условий функционирования всех участников газового рынка нами было предложено включить в Итоговый документ Парламентских слушаний на тему «О состоянии и перспективах развития российского газового комплекса» следующие задачи:

	а) разработать и принять новую редакцию федерального закона «О газоснабжении Российской Федерации», в котором:

		прописать основы функционирования конкурентных рынков природного и попутного газа.

		закрепить как принцип свободный доступ независимых организаций к ГТС с поправкой на четко определенные условия, включающие необходимый уровень необходимой информации для заинтересованных сторон.

		внести изменения и дополнения в «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 14 июля 1977 г. № 858 и дополненного, и измененного Постановлением Правительства от 3-0501 №334, в которых предусмотреть упрощение административных организационных процедур доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром», а также введение среднесрочного и долгосрочного доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» на основании соответствующих договоров.

	б) в раздел «Стратегия развития газового комплекса России»:

	На законодательном уровне закрепить принципы, а на исполнительном — разработать конкретные критерии, механизм и процедуры, автоматически пресекающие монополистическое поведение участников газового комплекса.

	Однако вплоть до настоящего времени реформирование газовой отрасли и создание реального рынка газа по-прежнему остается практически нерешенной задачей, несмотря на усилия многих сторон заинтересованных в этом процессе. Это дает дополнительный повод задуматься над возможными компромиссами.

	9. Концепция либерализации газовой отрасли Министерства экономического развития и торговли

	Взгляды на развитие газового рынка — основного проводника российских экономических реформ были отражены в документе «О концепции развития рынка газа в Российской Федерации» в ноябре 2002 г. Его основные положения носят по нынешним российским меркам радикальный характер:

		Выделение из состава ОАО «Газпром» транспортной составляющей в форме 100%-ной дочки компании с целью повышения прозрачности затрат на транспортировку газа;

		Обеспечение действительно равного доступа к газопроводам всем участникам газового рынка;

		Либерализация рынка акций ОАО «Газпром».

	Первоначальному варианту не хватало конкретизации механизма достижения обозначенных задач. Однако этот аспект предложений, как и их содержательная направленность, корректировались в противовес идеям, продвигаемыми ОАО «Газпром».

	В ходе фактического противостояния к осени 2003 г. МЭРТ пошел на уступки «Газпрому» и снял ранее выдвигаемые требования о дроблении его производственной базы и выделения ЦПДУ. Однако Министерство продолжает настаивать на выделении транспортного компонента в дочернее предприятие ОАО «Газпром».

	10. Концепции Федеральной энергетической комиссии

	Федеральная энергетическая комиссия направила свою базовую концепцию развития рынка газа в Правительство РФ в ноябре — декабре 2000 г. Затем последовали Концепция развития рынка газа в РФ, разработанная ФЭК России зимой — весной 2001 г. и Концепция по созданию федерального оптового рынка газа (сентябрь — ноябрь 2002 г.).

	Развитие подхода ФЭК к газовым реформам видно из эволюции содержания основных положений ее проектов.

	Концепцию развития рынка газа, направленную ФЭК в Правительство РФ в ноябре — декабре 2000 г., отличает глубокая теоретическая проработка предлагаемых в ней реформ, основывающихся на подробном описании состояния и проблем отрасли, препятствующих ее эффективному функционированию и использованию передового мирового опыта организации и регулирования газовой отрасли. В этом документе были сформулированы предложения по возможным способам организации рынка газа и регулирования поведения его участников. Были проработаны вопросы тарифного регулирования, обоснование необходимости введения коммерческого лицензирования, условия обеспечения недискриминационного доступа к газотранспортной системе, доказана необходимость разграничения функциональных ролей участников рынка газа. Также в работе рассматривались вопросы организации внешнеэкономической деятельности в газовой отрасли (экспорт, импорт), предлагались меры по изменению организационной структуры отрасли.

	Основные положения концепции развития рынка газа в РФ, разработанной ФЭК зимой весной 2001 г. таковы:

		Радикальные изменения организационной структуры отрасли преждевременны;

		Выделение газотранспортной инфраструктуры из состава ОАО «Газпром»невозможно, так как нет законных возможностей для разделения сверху;

		Разделение производственно-технологической инфраструктуры ОАО «Газпром» нецелесообразно, что обусловлено спецификой развития газовой отрасли России,

		Даже по окончании периода реформирования рынок газа в России останется олигопольным, свободная конкуренция в сфере добычи газа маловероятна.

	Основные положения Концепции по созданию федерального оптового рынка газа (сентябрь — ноябрь 2002 г.) характеризуются следующим:

		Создание федерального оптового рынка газа, состоящего из регулируемого и нерегулируемого секторов;

		Ресурсная база рынка формируется из поставок ОАО «Газпром», независимых производителей газа и импортного газа;

		Объем поставок газа ОАО «Газпром», выводимый на регулируемый рынок, должен зависеть от объема поставок других производителей;

		Цена газа на регулируемом рынке должна состоять из двух основных составляющих (стоимости добычи и тарифа на транспортировку);

		Тарифы на транспортировку устанавливает ФЭК РФ;

		Транспортный тариф одинаков в обоих секторах федерального рынка;

		Системным оператором, организатором и администратором регулируемого сектора рынка является ОАО «Газпром» нерегулируемого — некоммерческая организация, организованная «Газпромом», другими участниками рынка и потребителями;

		Регулируемый сектор постепенно сокращается в пользу нерегулируемого.

	По мнению руководства ФЭК, сейчас необходимо сосредоточиться на максимально прозрачном разделении видов деловой активности в рамках ОАО «Газпром» — добыча, переработка, транспортировка, хранение и реализация газа.

	Совокупность положений проектов ФЭК, их комплексный и детальный характер, некоторая радикализация (например, по вопросу выделения транспортной составляющей в виде единой газотранспортной компании ГТК — и ЦПДУ из системы ОАО «Газпром»)50 при общей тенденции к поискам компромиссного варианта, служат хорошей основой для разработки общепринятой концепции и стратегии переналадки газовой отрасли страны.

	11. Позиция Федеральной антимонопольной службы относительно реформирования рынка газа

	Определенные ожидания у независимых производителей газа имеются в отношении деятельности Федеральной антимонопольной службы (ФАС), заменившей по своим функциям, после реструктуризации правительства, Министерство по антимонопольной политике. С назначением на пост руководителя этой службы И.Артемьева, имеющего значительный опыт в подготовке законопроектов в области реформирования электроэнергетики, ФАС может оказать существенное влияние на становление газового рынка в России. Учитывая те факты, что ФАС подчиняется напрямую премьер-министру и может выносить свои инициативы на правительство, а ключевой задачей службы считается участие в реорганизации крупнейших предприятий монополистов, где государство имеет свою долю в акционерном капитале, ее роль в процессе становится весьма важной.

	Новый глава ФАС сразу же определился со своей позицией в отношении независимых производителей. В марте 2004 г., сразу после вступления в должность, И. Артемьев заявил о необходимости и целесообразности выхода независимых производителей газа на внутрироссийский рынок. По его мнению, организация свободного доступа к газотранспортной системе всех производителей газа и наличие рынка независимых поставщиков даст возможность легче провести реформу «Газпрома». В настоящее же время ситуация на рынке остается, по мнению ФАС, неудовлетворительной, вследствие укрепления монопольных позиций «Газпрома» за 2003 г. Стоит предположить, что ФАС будет пытаться в какой-то мере облегчить положение независимых газодобывающих компаний. Одновременно ФАС выступает за государственную поддержку зарубежной деятельности российских естественных монополий, в том числе и «Газпрома».

	Таким образом, ФАС в перспективе может стать новым активным участником процесса создания газового рынка России. В ходе осуществления реформ в газовом секторе и принятия нового закона «О конкуренции» ее функция, как представляется, будет заключаться в том, чтобы избежать монополизации свободного сегмента газового рынка.

	12. Концепция Российского союза промышленников и предпринимателей.

	Основные положения концепции Российского союза промышленников и предпринимателей по реформированию газовой отрасли и развитию рынка газа были обнародованы в январе 2003 г. Ее основные положения:

		Эволюционное формирование рынка газа с помощью двухсекторной модели с постепенным увеличением нерегулируемого сектора и сокращением регулируемого;

		равные условия деятельности для всех участников газового рынка, и прежде всего, равенство условий при получении доступа всех производителей газа к газотранспортной системе;

		выделение в составе «Газпрома» ЦПДУ в ее 100%-ную дочернюю компанию «Ространсгаз»;

		передача «Ространсгазу» естественно-монопольного вида деятельности — транспорта и хранения природного газа с переводом на баланс всех основных фондов по транспортировке и хранению;

		создание некоммерческой организации «Координатор рынка газа» (КРГ) для обеспечения сбалансированности действий субъектов газовой отрасли;

		разделение транспортной и ценовой составляющей в существующих внастоящее время Тарифах на газ;

		введение единых тарифов на транспортировку газа для всех участников рынка;

		обеспечение развития газотранспортной системы;

		введение регламентированного долгосрочного доступа независимых газовых компаний к газотранспортной системе через процедуры и механизмы, разработанные КРГ;

		тарифы на транспортировку газа разрабатываются по принципу зональной схемы «точка входа — точка выхода»;

		ставки тарифов устанавливаются с учетом себестоимости транспортировки, необходимости развития транспортной системы, возможности отражения в них элементов государственной экономической политики;

		независимые производители газа получают доступ к экспорту, на первом этапе через «Газэкспорт» (с выплатой комиссии, размер которой определяется государством), затем возможно создание нескольких независимых поставщиков.

		

		1.4.3 Поиск компромисса и новые аспекты реформирования

	По мнению основных действующих лиц в области разработки концепции либерализации газового рынка, примерно четыре пятых положений согласовано. Несмотря на достаточно большой диапазон различий между охарактеризованными выше концепциями реформирования российского рынка природного газа, важно отметить, что общими для большинства из них являются следующие положения:

		Развитие свободной торговли газом посредством двухсекторной модели рынка в составе регулируемого и нерегулируемого сектора с постепенным увеличением доли второго в качестве начального этапа реформ;

		Предоставление всем газодобывающим компаниям России равных условий хозяйствования при соответствующей ответственности.

	Основным камнем преткновения остается вопрос об организации всех аспектов транспортировки газа, другими словами реструктуризации ОАО «Газпром». Осенью 2003 г. МЭРТи «Газпром» обнародовали свои оценки возможного повышения оптовых цен на газ в результате обеспечения недискриминационного доступа поставщиков к трубопроводной системе. В его основе — рост тарифов на прокачку газа после выделения газотранспортной компании из структуры «Газпрома».

	В своих расчетах «Газпром» исходил из того, что арендующая у него трубопроводное хозяйство газотранспортная компания будет инвестировать в транспортную инфраструктуру, погашать часть кредиторской задолженности головной организации и выплачивать повышенные дивиденды. В результате тариф за транспортировку 1 тыс. куб. м газа на сто километров вырастет до 32,91 руб., оптовая цена газа вырастет до 38 долл. за 1 тыс. куб. м. По оценке МЭРТ, эта цена возрастет до 33 долл. за 1 тыс. куб. м.

	Разумеется, повышение цены на газ больно ударит по неэффективным производствам. Но при этом нельзя забывать, что по существующей политике в следующем году регулируемые цены на газ все равно повысятся примерно на 20%.

	В то же время, это повышение будет осуществляться без всякой увязки с рыночной перестройкой газовой отрасли. По нашему мнению, такое же повышение, сопровождаемое либерализацией газового рынка, будет многократно полезнее и для газового бизнеса, и для страны.

	В целом наработанные материалы содержат основу, на которой можно найти компромисс, учитывающий, по крайней мере, главные интересы всех участников газового бизнеса в России, включая потребителей, и позволяющий без промедления приступить к началу должных преобразований на российском рынке природного газа.

	Однако в октябре 2003 г. на российско-германских межгосударственных консультациях в Екатеринбурге Президент России озвучил некоторые принципиальные положения, имеющие отношение к возможному реформированию газового рынка в России. Основные моменты:

		Россия намерена и дальше сохранять контроль государства над газотранспортной системой и ОАО «Газпром»;

		У Европейского Союза не должно быть никаких иллюзий: в газовой сфере они будут иметь отношения с государством;

		Для России неприемлемы требования Еврокомиссии об использовании ЕС российской газотранспортной сети как условия вступления России во Всемирную торговую организацию (ВТО);

		Разделения ОАО «Газпром» не будет.

	Эти положения задают новые параметры дискуссий по вопросам выбора концепции реформирования газового комплекса России.

	

	1.4.4 Развитие газовых бирж

	Как уже упоминалось выше, одним из важных элементов возникновения рынка природного газа в России является создание газовой биржи. Этот ключевой для отрасли вопрос целесообразно рассмотреть более подробно.

	Газовые торговые площадки и биржи признаются естественным инструментом для создания свободного газового рынка. Тем не менее, и по этому вопросу существуют разногласия. Например, ФЭК считает, что организация биржи возможна после утверждения концепции газовой реформы. «Газпром» же полагает, что биржа должна стать первым шагом на пути к либерализованному рынку, но для этого с «Газпрома» должны быть сняты административные ограничения. В свою очередь, НПГ уже давно готовы к участию в биржевой торговле.

	В настоящее время существует только один закон, регулирующий деятельность бирж — это Федеральный закон №2383-1 «О товарных биржах и биржевой торговле» от 20 февраля 1992 г. (поправки от 24.06.92, от 20.04-93 и 19.06.95). Косвенное влияние оказывают также законы, регламентирующие деятельность НПГ.

	Основные положения закона «О товарных биржах и биржевой торговле» следующие:

		Работа товарных бирж лицензируема;

		Совет Биржи определяет максимальное число участников биржи;

		Каждый член биржи не имеет более 10% голосов в Генеральной Ассамблее;

		Иностранные юридические и физические лица, не являющиеся членами бирж, могут участвовать в биржевой торговле исключительно через биржевых посредников;

		Брокеры являются юридическими лицами с соответствующими лицензиями.

	Существует также ограничение на поставку товара на биржу объемом не более 35% от всего торгуемого объема. Некоторые эксперты считают, что «Газпром», согласно этому правилу, сможет поставлять на биржу не более половины газа НПГ, поступившего в транспортную систему.

	Прочими регулирующими деятельность бирж документами являются:

		Гражданский кодекс РФ (статьи 432-444,447-449);

		ФЗ № 69-ФЗ от 31 марта 1999 г. «О газоснабжении в РФ»;

		«Правила газоснабжения» (одобрены Правительством 5 февраля 1998 г.);

		«Регулирование обеспечения доступа к ГТС ОАО «Газпром», одобренные Постановлением Правительства РФ от 14 июля 1997 г.;

		«Базовые положения о формировании и государственном регулировании цен на газ и тарифов на территории РФ», одобренные Постановлением Правительства РФ № 328 от 22 мая 2002 г.

		

	1.4.5 Электронная торговая площадка

	Электронная торговая площадка (ЭТП) была организована в августе 2002 года «Межрегионгазом», дочерним предприятием ОАО «Газпром». Как уже было сказано, биржевое законодательство вносит ряд ограничений, торговая же площадка не регламентируется российским законодательством и свободна для интерпретаций.

	В этой связи создание ЭТП имело следующую направленность:

		Изучение основ функционирования свободного рынка газа;

		Разработка рыночного инструмента для индицирования справедливой цены на газ, регулирования сезонных изменений цен и ценового прогнозирования;

		Сближение позиций производителя и потребителя и упрощение их отношений;

		Разработка системы продаж сверхлимитного газа НПГ;

		Создание модели формирования конечной потребительской цены на основе торгов;

		Разработка специального программного обеспечения;

		Создание дополнительного источника доходов ОАО «Газпром».

	В связи с созданием ЭТП «Межрегионгаз» стал позиционировать себя как центрального игрока на нерегулируемом рынке газа. НПГ предлагается выбор: либо продавать, посредством «Межрегионгаза», региональным компаниям и потребителям, либо реализовывать газ на ЭТП путем аукционных торгов или оферт.

	Преимущество отдается методу «публичной оферты» на базе статей 434-444 ГК РФ: продавец предлагает покупатель приобретает. Однако такая схема выявила проблемы по определению справедливой продажной цены газа. Поэтому при проведении сделок также используется система аукционных торгов (британская система), регламентируемая статьей 447 ГК РФ. На основе этой цены устанавливается цена оферты.

	

	Условия закрытого аукциона

	1.Определение ресурса газа

	

	2. Запрос в ЦДУ о получении списка доступных регионов

	

	3. Уведомление о проходящей торговой сессии

	За 30 дней

	4. Заключение соглашения об участии в сессии

	За 10 дней

	5. Размещение депозита клиентом

	За 5 дней

	6. Торговые сессии

	2-5 дней

	7. Одобрение протокола о результатах сессии

	Последний день сессий

	8. Получение списка доступных регионов от ЦДУ

	За 5 дней

	9. Заключение соглашения о поставке и дополнительные соглашения

	

	10. Заключение соглашения с газотранспортной организацией

	

	11. Платеж за газ и его транспортировка

	За 5 дней

	12. Поставка купленного газа

	В течение следующего месяца

	

	Существует также и третья форма взаимоотношений участников ЭТП – прямые соглашения.

	На первой торговой сессии в 2002 г. торговался только «негазпромовский» газ. «Межрегионгаз» выступал в роли системного оператора.

	На первой сессии было куплено 60 млн. куб. м газа покупателями из 11 регионов. На второй уже — 160 млн. куб. м, охватив при этом уже 25 регионов. Летом 2003 года участие в торгах принимали 154 крупных потребителя газа. Всего за 14 месяцев работы ЭТП было реализовано 2 млрд. кубометров газа, из них большая часть была реализована за счет оферт, чуть меньшая часть путем аукционов и менее 5% — путем прямых контрактов.

	Цены при этом колебались от 25 до 28 долл. за тыс. куб. м, что в среднем на 40% выше, чем цены ФЭК того периода.

	Можно выделить следующие преимущества ЭТП, по мнению «Межрегионгаза»:

		технологическая простота;

		надежная система электронных коммуникаций;

		гарантия доступа к газотранспортной системе через «Межрегионгаз»;

		снятие риска продаж через неизвестных посредников;

		закрытая система торгов отсеивает ненадежных покупателей.

	Однако нельзя сказать, что участники торгов остались полностью довольны, так как их газ продавался по ценам на 40-50% ниже, чем продажная цена, скажем, для промышленных потребителей.

	Уже более года «Газпром» пытается получить правительственное разрешение о торговле своим газом на бирже, что позволит обеспечить возможность создания газовой биржи с доступом к ней газа «Газпрома» и получить возможность сбывать часть газа по нерегулируемой цене. «Газпром» добивается от правительства разрешить ему продавать часть своего газа по свободным ценам, определенная доля которого будет поставляться изначально на ЭТП. Однако МЭРТ увязывает создание биржи с принятием концепции развития рынка газа.

	К настоящему времени «Газпром» снизил свои требования — речь уже идет не о 5% его добычи, а о 5 млрд. куб. м. В связи с этим, идея о постепенном расширении нерегулируемого сегмента с участием «Газпрома» имеет больше шансов быть одобренной. 

	Сбыт даже нескольких миллиардов кубометров газа ОАО «Газпром» в данной сегменте позволит отладить хозяйственные отношения между субъектами рынка, выявит возможные сложности и «узкие места», появление которых невозможно предсказать, пока «Газпром» будет отстранен от рыночной торговли.

	Мы полагаем, что следует поддержать ОАО «Газпром» в его желании реализовывать часть продукции по рыночным ценам на внутреннем рынке в контексте справедливого выравнивания условий хозяйствования для всех участников газового дела в России.

	«Газпром» также продвигает в Правительстве «Федеральную программу совершенствования ценообразования на газ», целью которой является постепенный переход от регулируемого ценообразования к рыночному путем постепенного расширения нерегулируемого сегмента рынка, включая торговлю по свободным ценам на биржах.

	«Газпром» полагает, что ЭТП есть инструмент создания электронными средствами свободного рынка на федеральном уровне. Дальнейшее развитие ЭТП подразумевает прямое участие производителей и крупных потребителей и оплату за услуги в виду комиссии.

	По мере совершенствования правил электронных торгов ЭТП будет выделена из «Межрегионгаза» и получит статус самостоятельного юридического лица.

	По мере роста свободного сегмента и увеличения объемов продаж на ЭТП, она будет трансформирована в газовую биржу. Однако это произойдет только тогда, когда ЭТП станет реально влиять на газовый рынок, цены и направления потоков. Предполагается, что произойдет радикальный рост добычи НПГ и их широкомасштабный вход в работу на свободном рынке в течение 4-5 лет.

	Таким образом, развитие будет происходить в три этапа:

		Наладка работы ЭТП как структуры «Межрегионгаза»;

		Образование Федеральной ЭТП в форме некоммерческого партнерства НПГ и ОАО «Газпром». «Газпром» сохранит контрольный пакет в ФЭТП;

	3. Создание ФЭТП на базе некоммерческого партнерства.

	Предполагается, что такие организации станут основой федерального оптового рынка газа и будут доминирующей формой для деловых сделок в газовой сфере.

	

	1.4.6 Некоммерческое партнерство «Межрегиональная Биржа Нефтегазового Комплекса» (МБНК)

	Постановлением Правительства РФ №8б5 от 30 июня 1998 года НПГ получили разрешение на поставку газа по свободным ценам любым покупателям. В 2002 году по нашей инициативе и инициативе Российского газового общества (РГО) было предложено основать некоммерческое партнерство МБНК В конце 2002 года организация была зарегистрирована. Начиная с этого периода, были организованы первые торги с целью изучения работы рыночного механизма биржевой торговли.

	В МБНК входят девять организаций: ООО «Итера», АО «Финпромлиз», «Союзгаз», ООО «Бест Петролеум», «Инвест-К», ООО «Клио Центр», некоммерческое партнерство МЦФБ, ООО «Аудит Ориентал Компани», ООО «Бизон», ОАО «ФБФЦ».

	В настоящее время на бирже зарегистрировано около 80 участников, включая такие компании как Оскольский электрометаллургический комбинат, Лебединский ГОК, «Неллант», ОАО «Орбита», ОАО «НОВАТЭК». Взнос участника составляет 450 долларов.

	Торговля на МБНК проводится в четырех секциях:

		Регистрация прямых контрактов (вкл. цены ФЭК);

		Секция свободных цен;

		Секция торговли импортным газом;

		Секция торговли экспортным газом.

	НПГ могут принимать участие в четвертой секции при условии продаж газа единственному покупателю — ООО «Газэкспорт» в объемах, пропорциональных поставкам сырья на российский рынок по ценам ФЭК

	Система торговли на бирже была запущена в 2003 году. Первые биржевые торги газом независимых производителей были проведены в октябре 2003 года. Реализация 40 млн. куб. м газа производилась в электронном виде. На выставленный «НОВАТЭК» газ претендовали три компании: «Орбита», «Неллант» и «Итера». Газ достался «Итере».

	Первый биржевой газ был продан по низкой цене 512 руб. за 1 тыс. куб. м (примерно 17 долл.), что существенно (примерно, на 7 долл.) ниже оптовой цены на газ, устанавливаемый ФЭК. Такое поведение цены объясняется, по-видимому, продажами на рынке незаконтрактованных избыточных объемов. Последующие два контракта на 10 млн. куб. м торговались по цене 550 руб./тыс. куб. м. Однако в течение 2003 года цена на газ выросла до 30-35 долларов за тысячу кубометров, что превышает цену ФЭК.

	По мере роста объемов выставляемого на торги газа МБНК планирует проводить торги ежемесячно, а в перспективе — в режиме реального времени.

	Торговля на бирже осуществляется по двум типам контрактов.-

		«Промысел продавца», либо любая другая точка торговли, доставка докоторой осуществляется продавцом (дальнейшая поставка осуществляется Системным оператором, либо самим покупателем).

		«Распределительные сети покупателя» — доставка осуществляется покупателем или Системным Торговым Оператором (СТО).

	НГК «Итера» является СТО. Ведутся переговоры по привлечению других операторов, таких как «Межрегионгаз».

	Сделки на бирже заключаются не менее чем за месяц до отгрузки товара покупателю. При этом соглашение о купле/продаже считается недействительным, если Системный Оператор не получил доступа к ГТС посредством

	ЦПДУ ОАО «Газпром». В случае отказа в транспортировке, продавец может предложить газ на другой сессии МБНК или продать газ другому покупателю по прямому соглашению, что предусмотрено в Уставе и Правилах торговли на бирже. Все споры при этом решаются в Арбитражном суде РГО.

	МБНК следует концепции гибкой либерализации рынка с подключением к поставкам газа и ОАО «Газпром». Такое взаимодействие будет реализовываться по следующей схеме.

	После разработки годового (квартального, месячного) балансов производства и распределения газа ЦПДУ предоставляет информацию о свободных мощностях ГТС для СТО (для нерегулируемого сектора Федерального Оптового Рынка Газа, включая аукционы по продаже свободных мощностей в ГТС). На базе этих данных (или на базе данных торговых сессий) МБНК определяет точки продаж газа на основе наличия свободных транспортных мощностей и при наличии трех и более участников.

	




	2. ЛИБЕРАЛИЗАЦИЯ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

	

	2.1 Организация конкурентного рынка газа

	

	Общий ход экономических реформ в России отвечает основной цели антимонопольного законодательства - развитию рыночных отношений, в том числе на основе конкуренции. Важно, чтобы необходимость контроля за соблюдением требований антимонопольного законодательства была учтена как при разработке программ реформирования, так и при их реализации. Комплекс мер должен быть направлен как на пресечение, так и на предупреждение нарушений антимонопольного законодательства. Речь должна идти не только о трансформациях действующих традиционных участников рынка (например, РАО «ЕЭС России», ОАО «Газпром»), но и о создании условий деятельности независимых участников рынка, не интегрированных с действующими традиционными игроками рынка.

	Эти вопросы нашли свое отражение в Энергетической стратегии России на период до 2020 года (утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28.08.03), в соответствии с которой с целью развития рынков газа предусматривается:

		поэтапное повышение цен на газ на внутреннем рынке, переход к реализации газа по рыночным ценам для обеспечения самофинансирования субъектов рынка, объективной оценки потребительских свойств газа;

		переход от регулирования оптовой цены на газ к установлению единого для всех производителей газа тарифа за его транспортировку;

		предоставление потребителям газа адаптационного периода для приспособления к меняющимся условиям функционирования рынка газа;

		защита социально чувствительных категорий потребителей от резких колебаний цен на газ;

		развитие инфраструктуры внутреннего рынка для перехода на реализацию газа по рыночным ценам;

		создание условий для развития независимых производителей газа;

		создание условий для формирования недискриминационного доступа к системе магистральных газопроводов всех участников рынка;

		в среднесрочной перспективе сохранение единой системы газоснабжения в качестве единого инфраструктурного технологического комплекса, ее развитие за счет сооружения и подключения к ней новых объектов любых форм собственности (в том числе на основе долевого участия);

		создание условий для формирования конкуренции в тех сегментах газового рынка, где это возможно и экономически целесообразно (сбыт, добыча и хранение газа в подземных хранилищах), что обеспечит в перспективе снижение издержек, повышение эффективности и качества услуг, оказываемых субъектами рынка.

	Практика применения антимонопольного законодательства показывает, что одним из наиболее распространенных нарушений антимонопольного законодательства являются злоупотребления доминирующим положением (около 30% от общего количества выявленных в 1999-2002 годах нарушений антимонопольного законодательства). Около 80% злоупотреблений доминирующим положением осуществляется субъектами естественных монополий. Наибольшая их доля приходится на злоупотребления в электроэнергетике (около 31%), связи (около 17%) и железнодорожном транспорте (около 11%). Доля злоупотреблений доминирующим положением на рынках газа составляет около 8% от общего количества выявленных в 1999-2002 годах злоупотреблений доминирующим положением на товарных рынках, или около 40 пресекаемых нарушений ежегодно.

	Улучшению ситуации будет способствовать развитие рыночных отношений на рынках газа, в том числе и на основе развития конкуренции.

	В настоящее время дорабатывается проект Концепции развития рынка газа, окончательный вариант которой, согласованный с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти, должен быть внесен в Правительство Российской Федерации до 1 февраля 2004 года. По мнению МАП России, на данном этапе одной из задач является решение следующих вопросов:

		ценообразование на рынках газа,

		создание организованных рынков и развитие биржевой торговли газом;

		обеспечение требований недискриминационности на рынках газа.

	Остановимся на этих вопросах подробнее.

	

	2.1.1 Ценообразование на рынках газа

	В настоящее время на рынках газа имеется два вида ценообразования: свободное и регулируемое ценообразование.

	В соответствии с пунктом 4 постановления Правительства Российской Федерации от 29.12.2000 № 1021 «О государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации» государственному регулированию на территории Российской федерации подлежат:

		а) оптовые цены на газ;

		б) тарифы на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам для независимых организаций;

		в) тарифы на услуги по транспортировке газа по газопроводам, принадлежащим независимым газотранспортным организациям;

		г) тарифы на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям;

		д) размер платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа (при регулировании оптовых цен на газ);

		е) розничные цены на газ, реализуемый населению и жилищно-строительным кооперативам.

	В настоящее время функции по нормативному и тарифному регулированию рынка возложены на Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации и региональные энергетические комиссии, а также исполнительные органы субъектов РФ.

	

	

	Внутренний рынок газа

	

	Государственному регулированию не подлежит цена на газ, поставляемый независимыми производителями, доля которых в настоящее время составляет около 15%. Это означает, что ориентировочно такой объем газа может реализовываться по нерегулируемым ценам.

	В то же время, с учетом реальных потребительских свойств газа (предпочтительных по сравнению с другими первичными энергоносителями) и его более низкой стоимости по сравнению с углем и мазутом в пересчете на удельную теплотворность, существующий уровень цен стимулирует высокий внутренний спрос на газ и продолжение его роста, что может повысить вероятность возникновения в будущем ресурсных ограничений на газовом рынке.

	Высокая доля регулируемого рынка оказывает давление на свободные цены на газ, поставляемый независимыми производителями. Цена на газ на нерегулируемом рынке в основном ориентируется именно на цены регулируемого рынка, а не на мазут, например, как на замещающий вид топлива. При этом цены на свободном рынке, как правило, тем или иным образом привязаны к уровню регулируемых цен и отличаются повышающими коэффициентами: с 15 апреля по 15 сентября – повышающий коэффициент 1,1, а с 16 сентября по 14 апреля – повышающий коэффициент 1,5. При этом такие коэффициенты не имеют под собой достаточного экономического обоснования и не отражают процессы неравномерности газопотребления и газоснабжения.

	По мнению МАП России, регулируемые цены на газ должны в полной мере отражать неравномерный характер газопотребления (суточный, недельный и сезонный) и, соответственно, газоснабжения. Соответствующим образом должна быть скорректирована система балансов газа, которые должны носить индикативный характер. Указанные балансы не могут быть заданы в обязательном порядке еще и в связи с тем, что ситуация с фактическим потреблением газа может существенно отличаться от прогнозируемых объемов и режимов газопотребления, которые имеют место в преддоговорной период. Совершенствование ценообразования в направлении адекватного отражения реальных условий газоснабжения и газопотребления позволит обеспечить более плавный переход от регулируемого к нерегулируемому ценообразованию.

	В то же время ценообразование должно обеспечивать баланс интересов пользователей (потребителей) и субъектов естественных монополий (в данном случае - ОАО «Газпром»). Для пользователей услуга, предоставляемая субъектом естественных монополий, должна быть качественной, отвечать требованиям стандартов и быть доступной по цене. Для производителей должно быть обеспечено возмещение экономически обоснованных затрат и эффективное развитие.

	В условиях сокращения и постепенного отказа от перекрестного субсидирования есть основания ожидать значительного роста тарифов для населения. Успешное осуществление реформ и формирование ценообразования на принципах обоснованности возможны, если будут приняты меры адресной поддержки защиты малоимущих слоев населения. Требуют совершенствования и механизмы формирования средств и их целевого использования для развития социально значимых и экономически неэффективных проектов (таких как газификация села и др.).

	

	

	

	Одним из основных условий развития рынка газа в России является реализация подготовленной ОАО «Газпром» Программы поэтапного совершенствования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке в 2004-2010 гг.

	Основные этапы реализации Программы:

	1-й этап. 2004-2006 гг.

	В первую очередь, Программа совершенствования цен на газ в 2004-2010 гг. должна быть рассмотрена заинтересованными министерствами и ведомствами, а также утверждена Правительством Российской Федерации. При этом в ценах на газ предусматривается возмещение всех обоснованных затрат на добычу, транспортировку, хранение и реализацию газа с учетом необходимых средств для реализации принятых инвестиционных проектов. Конечной задачей Программы является достижение объемов добычи газа в соответствии с параметрами энергетической стратегии страны, создание условий для развития рынка газа в России, а также достижение рациональных соотношений цен на топливно-энергетические ресурсы, учитывающих их основные качественные характеристики, технологические особенности и степень воздействия на окружающую среду.

	Далее следует представить обоснование необходимого уровня цены на газ, который обеспечит условия развития газовой отрасли при заданных Правительством РФ объемах добычи, а также своевременной и надежной поставки газа российским потребителям. Органы государственного регулирования естественных монополий совместно с ОАО «Газпром» должны разработать механизм ежегодного учета в ценах на газ инфляционного развития экономики и соответствующей корректировки принятых Правительством РФ уровней цен на газ с учетом этого фактора. Правительству РФ необходимо определить на период 2004-2010 гг. ежегодные темпы изменения оптовых цен на газ (с учетом инфляционного развития экономики).

	Орган государственного регулирования естественных монополий ежегодно устанавливает оптовые цены на газ с учетом инфляционного развития экономики страны на основе принятых бюджетом темпов инфляции и доводит их до производителей и потребителей газа не позднее 1 июля. Ввод в действие оптовых цен на газ осуществляется с 1 января следующего года.

	Также на первом этапе реализации Программы предусматриваются:

		утверждение органом государственного регулирования естественных монополий в ТЭК методики формирования тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, проведение экономических расчетов по ним, апробация методики на внутрисистемных тарифах на транспортировку газа;

		расширение нерегулируемого сегмента рынка газа, реализуемого по договорным (свободным) ценам;

		осуществление антимонопольного контроля за ценами на этом сегменте;

		введение сезонной дифференциации цен на газ;

		совершенствование поясных оптовых цен на газ с целью ликвидации перекрестного субсидирования одних потребителей газа за счет других, находящихся в различных ценовых поясах;

		введение в 2004 году дифференциации цен на газ для конечных потребителей в зависимости от режима потребления;

		ликвидация в 2005 году перекрестного субсидирования как по категориям потребителей, так и по регионам страны;

		переход в 2005 году к применению договорных цен на газ, поставляемый российским потребителям (кроме населения и бюджетных организаций);

		введение государственного регулирования тарифов на услуги по транспортировке газа, единых для всех потребителей этих услуг, возмещающих необходимые капитальные вложения для устойчивого функционирования и развития Единой системы газоснабжения;

		достижение в 2006 году уровня оптовых цен на газ, обеспечивающего условия самофинансирования газовой отрасли.

	2-й этап. 2007-2010 гг.

	На втором этапе реализации Программы целью ставится поэтапное достижение к 2010 г. уровня цены на газ, обеспечивающего рациональные соотношения цен на топливно-энергетические ресурсы, с учетом их основных качественных характеристик, технологических особенностей и степени воздействия на окружающую среду.

	Кроме того в Программе учтены:

	• достижение уровня цены на газ, обеспечивающего равную доходность его реализации на внутреннем рынке страны и при поставках на экспорт;

	• введение начиная с 2007 года специального налога к цене газа, взимаемого непосредственно с его конечных потребителей;

	• переход начиная с 2007 года от ценообразования на транспортировку газа по принципу «затраты плюс прибыль» к формированию тарифов по принципу нормы возврата на вложенный капитал.

	Помимо коренного изменения подходов в области государственного регулирования цен на газ, нуждается в совершенствовании и еще одна область регулирования в газовой отрасли - устанавливаемые ФЭК России тарифы на услуги по транспортировке газа, оказываемые ОАО «Газпром» независимым организациям.

	Так, в 2003 году эти тарифы были повышены на 20% не с 1 января, как оптовые цены на газ, а лишь с 1 августа. В результате среднегодовое повышение тарифов составило лишь 8,5%, т.е. менее запланированной инфляции. Несвоевременная корректировка тарифов привела к образованию у «Газпрома» убытков от этого вида деятельности в 2003 году в размере 1,9 млрд. руб. Ожидаемые убытки в 2004 году в условиях применения действующих тарифов в размере 16,56 руб. за 1000 куб. м на 100 км оцениваются на уровне 1,96 млрд. руб.

	В настоящее время ОАО «Газпром» подготовлены и направлены на рассмотрение в ФЭК России методики, предусматривающие введение сезонной дифференциации регулируемых оптовых цен на газ, совершенствование (расширение) их действующей территориальной дифференциации и определение базовых регулируемых оптовых цен. Указанные методики, подготовленные компанией в рамках дальнейшего совершенствования ценообразования в отрасли, находятся на завершающей стадии рассмотрения и в ближайшее время будут утверждены ФЭК России по согласованию с ОАО «Газпром».

	Кроме того, в ФЭК России направлена методика установления регулируемых двуставочных тарифов на услуги по транспортировке газа, введение которых предполагается взамен регулирования оптовых цен на газ. Реализация предложенных в методике подходов позволит обеспечить значительно большую «прозрачность» формирования тарифов для потребителей и потенциальных инвесторов.

	




	2.1.2 Создание организованных рынков и развитие биржевой торговли газом

	Необходимое соблюдение интересов производителей и потребителей в потенциально конкурентных и конкурентных сферах деятельности может быть обеспечено рыночными инструментами. Одним из ключевых моментов при этом является развитие биржевой торговли реальным товаром, которая позволит организовать использование производных инструментов, что является важным для управления рисками данного рынка. В качестве приоритетных видов биржевых контрактов должны рассматриваться контракты с немедленной и отсроченной поставкой реального товара, а также фьючерсные контракты с поставкой товаров на биржевой склад. Механизмы биржевой торговли позволяют преодолеть закрытость внутреннего рынка, решить под контролем государства задачи саморегулирования ценообразования и балансировки спроса и предложения, упорядочить взаимоотношения как хозяйствующих субъектов между собой, так и с государством (например, в вопросах налогообложения), стимулировать привлечение инвестиций в реальный сектор экономики.

	

	

	

	Развитие биржевой торговли должно происходить на рынках газа. Необходимо отметить, что функционирование созданной недавно системы электронных торгов может рассматриваться как положительный сдвиг в направлении развития организованной торговли газом. Вместе с тем, созданная система не в полной мере отвечает требованиям справедливой торговли.

	Некоторое время назад в МАП России рассматривалось дело по фактам ограничения конкуренции, связанным с проведением электронных торгов, по результатам рассмотрения которого было выдано предписание о прекращении нарушения антимонопольного законодательства. Стоит отметить, что в настоящее время происходят определенные изменения в системе электронных торгов, направленные на улучшение сложившейся ситуации, которые, однако, не смогут улучшить ее кардинально.

	Это связано с тем, что сложившаяся система представляет собой по большому счету площадку перераспределения газа и денег внутри группы лиц ОАО «Газпром». Все сделки - расчеты, учет и т.д. – сейчас проводят на ней в первую очередь для ОАО «Газпром» и аффилированных с ним структур и в последнюю - для сторонних компаний. Те ценовые параметры, которые формируются по результатам электронных торгов, отражают интересы именно группы лиц ОАО «Газпром». Должным образом не учитываются интересы сбытовых организаций и потребителей, которые в меньшей степени могут влиять на ценообразование, на достижение баланса интересов поставщиков и потребителей газа.

	По мнению МАП России, деятельность созданной недавно системы электронных торгов необходимо менять, и строить ее надо на иных принципах. Торговля газом должна осуществляться на биржевой площадке. При этом должны учитываться особенности технологии транспортировки газа, диспетчеризации, что, по сути, означает необходимость выстраивания технологической инфраструктуры. При этом на бирже должен торговаться газ как ОАО «Газпром», так и независимых производителей. Возможно и участие «импортного» газа. 1-2

	Причем доля газа, продаваемого на бирже ОАО «Газпром», должна зависеть от того, насколько соблюдены условия конкуренции на стороне предложения газа и насколько обеспечено отсутствие возможности доминировать и злоупотреблять на этом рынке. Также важно, чтобы спрос при этом формировался всеми заинтересованными сторонами: газосбытовыми организациями, крупными потребителями.

	Предстоит сформировать оптимальное рыночное соотношение долгосрочных контрактов и спотового рынка. Развитие биржевой торговли газом будет способствовать развитию долгосрочных контрактов, индикатором цены для которых должна служить цена, складывающаяся в результате биржевых торгов.

	Схема организации биржевой площадки для торговли газом может быть в чем-то аналогична схеме, созданной в электроэнергетике. В этой сфере в соответствии с пакетом законов по электроэнергетике создан Администратор торговой системы, или коммерческий оператор на рынке электроэнергии. Указанный коммерческий оператор выполняет две функции.

	Первой функцией является непосредственная организация торговли электроэнергией в конкурентном режиме в сегменте 15 процентов производства и 30 процентов потребления (электроэнергия торгуется с суточной заблаговременностью в режиме почасовых заявок). С 1 ноября 2003 года осуществляются уже не имитационные торги, а опытно-промышленная эксплуатация. В целом опыт торговли электроэнергией можно признать достаточно успешным.

		Кроме того, Администратор торговой системы не только непосредственно организует торговлю электроэнергией, но и обеспечивает взаимодействие с технологической инфраструктурой: системным оператором, с федеральной сетевой компанией, что является принципиально важным, поскольку электроэнергия, так же как и газ, имеет жесткую технологическую специфику, потому вопросы диспетчирования, транспорта, распределения должны учитываться при принятии решений по уровням цен. Таким образом, цены формируются в зависимости от топологии сети и от того, какие потребители и какие производители участвуют в торгах.

	Вторая функция - это функция сорегулирования. При обсуждении пакета законов по электроэнергетике стало понятно, что государственное регулирование потенциально конкурентных сфер деятельности на данном рынке неэффективно и сопряжено с нецивилизованными формами лоббирования, а саморегулирование является преждевременным, поскольку специфика рынка электроэнергии такова, что принятие невзвешенных решений может дестабилизировать ситуацию в экономике в целом. В этих условиях необходимо создание именно процедур сорегулирования, позволяющих формировать требования и условия доступа и оказания услуг с привлечением организаций-пользователей и их объединений.

	В соответствии с Федеральным законом № 35-ФЗ от 26.03.03 «Об электроэнергетике» Наблюдательный совет Администратора торговой системы состоит из 16 человек, из которых 8 - это представители участников рынка (по 4 от производителей и потребителей) и 8 - представители государства (по 4 - от представителей законодательной и исполнительной власти).

	В уставе Администратора торговой системы и непосредственно в Федеральном законе «Об электроэнергетике» указано, что он участвует в подготовке правил функционирования рынка электроэнергии. По сути, и правила оптового рынка, которые приняты в настоящее время, и ряд других документов, которые составляют правовую основу рынка электроэнергетики, основаны на принципах сорегулирования, когда за круглым столом встречаются и представители государства, и представители бизнеса. При этом каждый из них несет ответственность в пределах той компетенции, которая на них возложена законодательством. Созданная структура позволяет практически исключить механизмы нецивилизованного лоббирования. Необходимо также отметить, что качество и сроки подготовки документов существенно отличаются в лучшую сторону, так как в этом процессе задействован интеллектуальный потенциал как органов государственной власти, так и участников рынка.

	В настоящее время активно обсуждается создание «Координатора рынка газа». Считаем, что его функции для рынков газа могут быть схожими с функциями Администратора торговой системы на рынке электроэнергии.

	

	2.1.3 Обеспечение требований недискриминационности на рынках газа

	Обеспечение требований недискриминационности на рынках газа является необходимым условием дальнейшего развития рыночных отношений в данном секторе рынка. Акцент в программах Правительства Российской Федерации по структурным реформам ставится, в частности, на решении вопросов обеспечения требований недискриминационности доступа на рынки и недискриминационности оказания соответствующих услуг. Такие требования должны соотноситься с конкурентным законодательством.

	Опыт применения антимонопольного законодательства свидетельствует о том, что в ходе структурных реформ необходимо расшить «узкие места», в отношении которых требования недискриминационности имеют решающее значение для развития конкуренции. Это сферы деятельности естественных монополий, сферы, сопряженные с деятельностью субъектов естественных монополий, инфраструктурные сферы деятельности, построенные на специализированных мощностях, создать которые по причинам экономического и технологического характера проблематично как для отдельных участников рынка, так и для их объединений, и от услуг которых зависят перспективы развития конкуренции на сопряженных товарных рынках.

	Требования недискриминационности должны касаться как недискриминационного доступа на рынок и к инфраструктурным сферам, так и оказания услуг субъектами естественных монополий на недискриминационных условиях. Решение вопроса об обеспечении этих требований в электроэнергетике принималось с учетом опыта применения антимонопольного законодательства, связанного с нарушением этого законодательства субъектами естественных монополий.

	Основные проблемы обусловлены неравномерным распределением информации между субъектом естественной монополии и контрагентами данного хозяйственного общества (то есть те, кто собирается получить услугу, имеют меньший объем информации при переговорах по сравнению с хозяйствующим субъектом, предоставляющим услугу). Любые задержки в переговорах (например, при рассмотрении вопроса в уполномоченном органе власти или в суде) в меньшей степени вредны поставщику услуги, чем его контрагентам. В то же время неурегулированность взаимоотношений с отдельными контрагентами не может оказать существенного влияния на экономику инфраструктурной компании. Вместе с тем, задержка или сбой в получении инфраструктурных услуг может обернуться существенными убытками или стать основанием ухода с рынка таких контрагентов. Остается значительная неопределенность относительно исхода переговоров с инфраструктурной компанией. В период договорной кампании перспективы ее исхода во многом зависят от «доброй воли» собственника инфраструктуры. Если же переговоры перешли в плоскость судебных разбирательств, то говорить о возможности конструктивных договоренностей становится практически невозможным. Те же компании, которые могут сравниться с субъектом естественной монополии по уровню принадлежащей им переговорной силы, имеют возможность заключать договоры на условиях, предполагающих более или менее равномерное распределение прав и обязанностей между сторонами.

	Рассмотрение дел о нарушении антимонопольного законодательства (например, злоупотреблений доминирующим положением) в антимонопольных органах и затем в судах может занимать достаточно продолжительное время. Поэтому необходимо создание механизмов предупреждения нарушений антимонопольного законодательства, что было сделано в результате принятия пакета законов по электроэнергетике. В законодательство Российской Федерации было внесено две принципиальные поправки;

		 В статью 8 Федерального закона от 17.08.95 № 147-ФЗ «О естественных монополиях» было включено положение, в соответствии с которым субъекты естественных монополий обязаны предоставлять доступ на товарные рынки и (или) производить (реализовывать) товары и услуги, в отношении которых применяется регулирование в соответствии с Законом «О естественных монополиях», на недискриминационных условиях согласно требованиям антимонопольного законодательства.

		 В Закон РСФСР от 22.03.91 № 948-1 «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» (в пункт 3 статьи 27) было внесено положение о том, что антимонопольный органможет выдавать предписания, направленные на предупреждение создания дискриминационных условий, которые по возможности должны быть ориентированы на конкурсные принципы и могут содержать требования об обеспечении доступа заинтересованных лиц к информации, позволяющей им сопоставить условия обращения товара и (или) доступа на рынок, и (или) публиковать указанную информацию, а также экономические, технические и иные требования.

	Отраслевая специфика требований недискриминационности на том или ином рынке может быть отражена в соответствующем законе. При этом правила доступа утверждаются Правительством Российской Федерации. То есть федеральными законами и иными нормативными актами Российской Федерации могут устанавливаться требования, направленные на предупреждение создания дискриминационных условий (экономические, технические, информационные). Это означает, что для сферы электроэнергетики могут быть установлены одни требования, я железнодорожного транспорта - другие, для рынков газа - третьи.

	В целях развития российского газового рынка необходимо внедрение единого режима доступа ко всем газовым сетям от производителя до конечного потребителя, создание детализированных правил, регламентирующих все существенные аспекты доступа и предоставления соответствующих услуг. Это потребует корректировки существующей нормативной базы, регламентирующей режим доступа.

	Существенное значение для развития конкуренции имеет вопрос о порядке предоставления и использования информации. Сами возможности конкуренции во многом зависят от доступности информации. Ограничение доступа к информации служит одной из наиболее распространенных форм злоупотребления доминирующим положением и одновременно - наиболее опасной, поскольку оно создает стратегические барьеры для входа потенциальных конкурентов.

	Вопрос о роли доступа к информации - один из важнейших в реорганизации газового рынка. Вместе с тем, представляется, что вопросы регламентации доступа должны быть специально зафиксированы в основополагающих документах развития газового рынка. Требования доступа к информации в сфере газоснабжения, как и на любом рынке, могут служить предметом неоднозначной трактовки. С одной стороны, для развития конкуренции потребители и поставщики газа, добывающие компании должны работать в единой информационной среде. С другой стороны, требование полного раскрытия информации очень часто вступает в противоречие с принципом конфиденциальности коммерческой информации, а также ограничением, касающимся закрытой информации по соображениям безопасности.

	Таким образом, в рамках позиции МАП России по доработке Концепции развития рынка газа одно из основных предложений заключается именно в необходимости совершенствования правил недискриминационного доступа и недискриминационного оказания соответствующих услуг. Это может быть оформлено в виде изменений и дополнений в Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе Открытого акционерного общества «Газпром» и в Положение об обеспечении доступа организации к местным газораспределительным сетям. По форме такой документ может быть аналогом Сетевого кодекса, применяемого в Великобритании.

	Если установленные формализованные и детализированные правила не выполняются, то в этом случае в процесс включаются соответствующие государственные органы, в том числе и антимонопольные, которые на основании указанных правил могут оперативно выдавать решения и предписания, направленные на нормализацию ситуации.

	

	2.2 Инвестиционные процессы как основа развития нефтегазовых предприятий в условиях глобализации мировой экономики - зарубежный опыт

	

	В настоящее время экономическая глобализация как качественно новый этап интернационализации и связанная с ней либерализация мирохозяйственных связей стали главными факторами мирового развития, усиливающими взаимовлияние национальных хозяйств друг на друга. Развитие современных технологий, компьютерной техники, электронных телекоммуникаций, современных видов транспорта приблизили страны и континенты друг к другу и создали предпосылки для формирования глобальной экономики, институциональную основу которой составили международные экономические и финансовые организации.

	Глобализация, в современном представлении, означает объединение всех народов и государств мира в открытую систему финансово-экономических, общественно-политических и культурных взаимосвязей на основе новейших коммуникационных и информационных технологий.

	Главным фактором или движущей силой глобализации в сырьевом секторе экономики является устойчивый рост спроса, производства и потребления природных ресурсов, и в то же время - территориальная неравномерность их размещения, истощение невозобновляемых ресурсов, высокая контрастность в экономическом развитии различных стран.

	Если действие международных организаций по регулированию рынков является первой особенностью глобализации, то второй её особенностью или составной частью можно назвать деятельность транснациональных корпораций по добыче и переработке сырья. Развитие и поддержка таких корпораций - дело не только предприятий, но и государств. Они как бы дополняют рынок и осуществляют доступ к ресурсным возможностям стран, не располагающих собственными добывающими мощностями.

	Как показывает зарубежный практический опыт, хозяйствующие субъекты развитых стран мира могут за сравнительно короткие сроки обеспечить высокую конкурентоспособность производства товаров и услуг путем использования новейших открытий в различных сферах человеческой деятельности и занять лидирующие позиции на мировых рынках за счет привлечения альтернативных источников финансирования, рационального использования инвестиций и применения прогрессивных инструментов управления инвестиционной деятельностью.

	При этом масштабы, структура и эффективность использования инвестиций во многом предопределяют результаты хозяйственной деятельности на различных уровнях, состояние, перспективы развития и конкурентоспособность отраслей экономики и отдельных предприятий. Таким образом, инвестиционная сфера, первой реагирующая на возникновение несоответствия между общественными потребностями и экономическими возможностями их удовлетворения, обеспечивает базу будущих структурных преобразований, делает акцент на максимизацию вовлечения в производство сырьевых и человеческих ресурсов.

	Поскольку одним из основных средств обеспечения экономического роста в целом является непосредственно инвестиционная активность хозяйствующих субъектов, то исследование проблем финансирования всегда находится в центре внимания экономической науки. Комплексный подход к изучению инвестиции предполагает рассмотрение положений, выработанных в этой области, выявление возможностей их применения в конкретных экономических условиях. Немалую роль при этом играет изучение расширяющегося многообразия форм инвестиций.

	Любой путь развития экономики предполагает создание более совершенных производственных систем, что, как правило, напрямую связано с инвестиционной активностью, в конечном итоге реализующуюся через инвестиционный процесс

	Поэтому в современных условиях крайне важным является исследование возможности управления инвестициями и, в частности, инвестиционными программами для эффективного решения различного рода целевых задач. Необходимо признать, что функция управления инвестициями является объективным, естественным видом деятельности в процессе управления производством акционерными обществами, малыми и средними предприятиями и т. д. С развитием рыночных отношений и различных форм собственности, изменением государственных функций управления экономикой появилась объективная необходимость в исследовании эффективности инвестиционного процесса, направленного на повышение конкурентоспособности, обеспечение стабильности и устойчивости предприятия, производства и воспроизводства материальных ценностей, получение дохода хозяйствующими субъектами. В результате проблемы управления инвестициями приобрели ранг приоритетных в экономической науке, а вопросы формирования инвестиционного управления организациями - научную и практическую значимость.

	Человечеству необходимо инвестировать в энергетическую сферу 16 трлн. долл. ДО 2030 г. для сохранения текущего уровня энергообеспечения. Такие данные содержатся в докладе Международного энергетического агентства (IEA) «Перспективы инвестиций в мировую энергетику», сообщает американский еженедельник Oil & Gas Joumal. При сохранении имеющихся тенденций именно такая сумма, составляющая около 1 % мирового ВВП, потребуется для увеличения производства энергии в соответствии с мировыми потребностями, а также для поиска и использования альтернативных источников энергии.

	Инвестиции в газовый сектор в рассматриваемый период достигнут 3,1 трлн. долл. или 105 млрд. долл. в год. Более половины из этой суммы будет направлено в разведку и разработку месторождений, отмечается в документе. IEA прогнозирует, что инвестиции в транспортировку, распределительные сети, подземные хранилища газа и мощности по сжижению газа составят 1,4 трлн. долл. Большая часть газовых инвестиций позволит увеличить производственные мощности для покрытия мирового спроса на газ, который к 2030 г. увеличится вдвое. Причем, половина инвестиций будет сделана странами-членами ОЭСР.

	Стратегические приоритеты крупнейших зарубежных компаний носят сходный между собой характер. Для крупных нефтяных компаний рост бизнеса представляет больший интерес, чем рост доходности как таковой. Причины этого следующие:

	- нефтегазовым компаниям приходится все время доказывать свою способность к росту;

	- поисково-разведочные работы сопряжены со значительным риском, главным образом обусловленным непредсказуемостью геологических характеристик запасов, техническими проблемами и не стабильностью цен. Факторы риска принимаются в той мере, в какой это позволяют ожидаемые экономические показатели освоения запасов. Но риски несут в себе гораздо большую угрозу, если высокая потенциальная прибыльность реально не сулит существенной материальной отдачи.

	Наряду с этим, компании оптимизируют инвестиционные портфели по географическому и функциональному принципу.

	Основным направлением оптимизации инвестиционных портфелей majors стало «перетряхивание» активов, связанных с добычей нефти и газа. Такая стратегия отмечается, начиная примерно с 2002 г. Крупные нефтяные компании все чаще продают свои месторождения. Если раньше нефтяные компании были одержимы идеей наращивания показателей, связанных с количеством извлеченных баррелей, то теперь они отказываются от столь одностороннего подхода и стремятся к балансу между объемами и прибылью.

	В числе потенциальных покупателей активов естественно ожидать крупные независимые компании, а также национальные и полугосударственные нефтяные компании в разных странах, которые стремятся наращивать свой вес.

	Задачи снижения затрат и повышения прибыльности по-прежнему стоят в приоритетах стратегического развития компаний. Так ConocoPhillips предполагает сократить капитальные затраты на 25% по сравнению с суммарными затратами каждой из компаний, ныне составляющих единую. В планах компании повышение доли прибыли на капитал до 12-14% в течение нескольких следующих лет, а также сокращение размера задолженностей по отношению к суммарному капиталу компании до 34% с нынешних 39%. В планах компании также рационализация активов путем избавления от наименее прибыльных на сумму до 4 млрд. долл..

	Стратегические приоритеты ВР ориентированы преимущественно на масштабы операций, второе и третье место делят приоритеты повышения эффективности и внеэкономические (экологические) приоритеты.

	Конкретно в ВР практика такова, что под термином «проект» понимаются в первую очередь действия, относящиеся к производственной и сбытовой стороне бизнеса, а под термином «изменения» - действия, связанные с организацией управления компанией. Перечень необходимых изменений в компании формируется на основе анализа существующих возможностей и рисков для компании в целом. В зависимости от ситуации и сложности проблемы, это может быть обычный текущий экспресс-анализ, либо специальные процедуры SWОТ-анализа. Основная цель изменений - повышение совокупной эффективности бизнеса, выраженной в финансовых показателях (чистая прибыль, прибыль на акцию и т. д.).

	Как правило, стратегия американских нефтяных компаний направлена на расширение масштабов операций, рост продаж и прибыли. Однако в реальных условиях следование такой стратегии может быть ограничено многочисленными факторами, основными из которых являются: насыщенность рынка, конкуренция, возможность попадания под действие антимонопольного законодательства при попытках вытеснения с рынка конкурентов, нанесение ущерба окружающей среде и др. Ослабить действие подобных ограничивающих факторов можно с помощью проникновения на новые географические рынки.

	Таким образом, современными тенденциями в формировании стратегии и стратегических приоритетов крупнейших зарубежных нефтегазовых компаний являются следующие:

	- активизация деятельности в секторе иpstream, освоение новых нефтегазоносных районов за рубежом;

	- избавление от неэффективных месторождений;

	- концентрация усилий на наиболее прибыльных проектах;

	- группировка проектов по территориальному (региональному), продуктовому и функциональному признакам;

	- интенсификация работы по газовым проектам;

	- ужесточение финансовой и инвестиционной дисциплины.

	Следует отметить, что некоторые из вышеуказанных приоритетов уже сейчас характерны для крупных компаний газовой отрасли. Так, принятая несколько лет назад немецким концерном Ruhrgas концепция преобразования в интегрированную европейскую газовую компанию себя оправдала, и ее реализация продолжится. Экспансия Ruhrgas охватила уже дюжину европейских стран, где средства предприятия вложены в различные проекты и приобретение долевого участия их местных газовых компаниях (так, сейчас немцы проявляют большой интерес к предстоящей приватизации норвежского нефтегазового гиганта Statoil), а также заключены контракты на поставки газа иностранным заказчикам. Одновременно страны Персидского залива, хотя там себестоимость нефтедобычи и ниже в дватри, а то и в восемь раз российской, уделяют все большее внимание развитию газового сектора. В него все чаще вкладываются дополнительные доходы от экспорта нефти.

	Зарубежные инвестиции в газовый сектор приветствуют даже те страны, которые в любом иностранном проникновении видят угрозу своей экономике. О планах удвоить объемы газодобычи заявил Иран. По оценкам Тегерана, мировой спрос на газ будет увеличиваться ежегодно на 3,2%. Аналогичные планы строит Катар, по запасам природного газа занимающий третье место в мире после России и Ирана. Разработку новых газовых месторождений активными темпами ведет Алжир, который наряду с Россией и Норвегией является основным поставщиком «голубого топлива» в Европу. К газовому сектору интерес проявляет даже Ирак, намеревающийся приступить и к экспорту попутного газа, ранее сжигавшегося. Наконец, Саудовская Аравия, являющаяся безусловным лидером по производству нефти (12% мирового производства) и входящая в первую десятку производителей газа, взялась за разработку трех гигантских газовых месторождений: одного возле Красного моря на северо-западе и двух в пустыне Руб-эль- Хали. Для их освоения королевство, обычно неохотно пускающее к себе иностранных инвесторов, заключило контракты с ведущими западными компаниями (ExxonMobil, Royal DutchJShell, British Petroleum, Phillips, Shell, TotalFinaElf, Сопосо), объединившимися в три консорциума. Общая стоимость контрактов превышает 25 млрд. долларов, и это самые большие иностранные капиталовложения в энергетическую отрасль королевства после ее национализации в 1975 г.

	Европейские компании, такие, как TotalFinaElf, ENI, Statoil, Agip активно участвуют в реализации проектов по добыче и транспортировке газа в африканских странах. Анализ алжирских, нигерийских, египетских и ливийских газодобывающих проектов с участием европейских компаний показывает, что к 2010 г. поставки сетевого африканского газа на европейский рынок могут достичь 50 млрд. м3. ЕххопМоЬil, Total, ВР, Marathon и Chevron Техасо имеют СПГ-проекты в Анголе и Экваториальной Гвинее и, следовательно, смогут поставлять газ на рынки США и Европы.

	Глобализация газового рынка невозможна без инвестиций в производство, хранение и транспортирование сжиженного природного газа (СПГ). Последние десятилетия производство СПГ за рубежом стремительно растет. Сейчас это уже масштабный бизнес, обеспечивающий значительную часть международной торговли газом. Рынок СПГ неминуемо будет полностью конкурентным, что обеспечивается особенностями этого товара. Технология СПГ позволяет оперативно менять объемы производства и поставок газа в зависимости от рыночной конъюнктуры, делая ценообразование более гибким. Появляется возможность легко сглаживать сезонные и суточные колебания спроса, при этом контракты на излишки продукции при необходимости могут торговаться на бирже. Из-за прогнозируемого спада газодобычи в Канаде, который будет сочетаться с ростом спроса на газ в США, значительно увеличатся потребности в поставках СПГ на североамериканский рынок. Помимо технологических преимуществ, создание СПГ-объектов превосходит трубные проекты и по ряду инвестиционных характеристик. Для их реализации, например, требуется меньший стартовый капитал и не столь продолжительные сроки строительства (около трех лет). Если для начала прокачки газа по трубопроводам необходимо полностью завершить создание газопроводной нитки, то мощности по производству сжиженного газа можно вводить в строй постепенно, а поставки начинать после вложения 50% средств. Первая коммерческая перевозка сжиженного природного газа состоялась в 1965 г., но глобальный характер производство СПГ стало приобретать лишь с начала 90-х. С тех пор мировая торговля СПГ ежегодно возрастала на 5-10%, а по темпам роста потребления сжиженный газ сильно обогнал традиционные энергоносители и стал превращаться во все более серьезного конкурента трубопроводного газа. К настоящему времени почти четверть международной торговли газом приходится на поставки в форме СПГ, благодаря чему доля трансграничной трубопроводной торговли в последние годы постоянно сокращалась - приблизительно на 1 % в год. Как ожидается, к 2010 г. мировое производство СПГ вырастет в разы и, по разным прогнозам, достигнет 200-400 млн. тонн. Сейчас в мире действует около 60 заводов по сжижению и регазификации, возводится 25 новых, а еще 80 проектов находится на стадии рассмотрения. В 2007 г. объем мирового производства СПГ достигнет 195 млн. тонн в год, а к 2010 г. - более 400 млн. тонн. Если в 2003 г. в мире работало около 120 танкеров-метановозов, то в 2004 г. их стало сразу на 30 больше, кроме того, были размещены заказы на 55 судов, которые будут спущены на воду в 2005-2007 годах. Пока мировой рынок СПГ сильно концентрирован: около 70% потребления приходится на Японию, Южную Корею и США; почти такую же долю поставок обеспечивают пять стран-производителей - Индонезия, Малайзия, Алжир, Катар, Тринидад и Тобаго. Только в США планируется потребление до 50 млн. тонн СПГ к 2010 г.

	газовый рынок россия инвестиция моделирование




	3. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ С ПОМОЩЬЮ ЭКОНОМИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

	

	3.1 Разработка метода повышения эффективности инвестиций для оптимизации инвестиционного планирования в нефтегазовой отрасли

	

	Формирование вариантов оптимальных планов добычи нефти или газа связано с решением ряда задач. Это и задача оптимизации затрат для получения заданных объемов добычи, и задача оптимизации финансовых и материальных потоков во времени в рамках оперативного планирования. Эти задачи весьма сложны и трудоемки. Для их решения разработан подход основанный на идее построения функции Беллмана.

	Методом, основанном на идее построения функции Беллмана1-З ищется решение, оптимизирующее количественные характеристики инвестирования для достижения заданных объемов нефтедобычи на соответствующих интервалах времени.

	Математическая постановка задачи

	Решим следующую задачу. Обеспечить заданный объем добычи нефтегазового конденсата па каждом временном интервале с минимальными затратами па этом интервале.

	Для этой задачи сформируем целевую функцию.

	Для каждого месторождения п  (l, 2, ... , N) введем в рассмотрение вариант финансирования j пt  (1 nt,, 2nt,, ... , Jпt ) на временном интервале t  {l, 2, ... , T}. Каждый вариант jnt определяет объем финансирования Xjnt и соответствующий объем добычи Vjпt на месторождении п за период времени t. Полагаем Jпt ≥ 1 при конечности общего числа вариантов финансирования.

	Пусть hjnt = 1, если вариант) jпt принимается для финансирования месторождения п на временном интервале t, иначе hjnt = 0.

	Тогда задача минимизации общих расходов на временном интервале t имеет вид

	, (1)

	

	где минимум ищется среди всех возможных вариантов финансирования по каждому проекту jnt (1nt, 2nt,…Jnt).

	Решение задачи (1) - совокупность всех индексов hjnt, должно удовлетворять следующим ограничениям:

	

	, (2)

	

	где Vt - лимит общей добычи нефти по всем месторождениям в каждом интервале времени t;

	

	 (3)

	

	(т.е. для каждого месторождения в плановом периоде используется только один вариант инвестирования).

	Метод решения

	

	1) Для решения задачи (1-3) условно будем считать, что на временном интервале t объем финансирования St изменяется от 

	

	(ьшт обт Чоте ) до () 

	

	с достаточно малым приращением 

	2) На первом шаге алгоритма запишем все имеющиеся варианты инвестирования и добычи для каждого месторождения в виде дискретной функции

	

	

	

	Далее для всех Х из диапазона 

	

	

	

	проводим рекуррентные вычисления похожие на вычисления функции Беллмана, но с учетом ограничения (3)

	

	В(Х) = max(F(x)+B(X - х)), (4)

	

	где ч = 0,…,X.

	Можно показать, что выражение (4) дает абсолютный оптимум добычи на ресурсе Х, если при его вычислении выполнено условие (3), Т.е. инвестирование в месторождение либо производится только по одному из допустимых вариантов, либо вообще не производится.

	Действительно, предположим, что существует В'(Х)В(Х), где В(Х) найдено по (4). По условиям вычислений В(Х- х) является абсолютным максимумом. Исходя из нашего предположения, это означает, что существует F'(x) , такое, что

	

	F'(x) + В(Х- х) = В '(Х) > В(Х) = max(F(x) + В(Х - х)),

	

	т. е. F'(х) > maxF(x), что невозможно.

	Для выполнения условия (3) и сохранения глобального оптимума при каждом вычислении по (4) производится проверка участия месторождения, соответствующего добыче F(x) в суммарной добыче определяемой В(Х - х). Если месторождение уже участвует при получении результата В(Х - х), то проверяется, увеличивает ли замена варианта инвестирования в это месторождение значение функционала В(Х) или нет. Если да, то производим замену варианта. Если нет, то переходим к другому месторождению, для которого возможны инвестиции в размере Х.

	Для каждого значения инвестиций Х запоминается набор месторождений и соответствующих вариантов инвестирования, дающих оптимальное значение.

	Если для каждого месторождения определен только один вариант инвестиций, то процедура автоматически упрощается, так как проверяется только «повторное» инвестирование в месторождение.

	Таким образом, если компания планирует добыть определенный объем нефти, который реален по геологическим условиям, а в проектах инвестиций месторождений есть вариант, предусматривающий максимальную добычу нефти, то плановый объем добычи будет среди получаемых по (4) вариантов или близок к некоторым из них. Более того, имея картину оптимальных объемов добычи нефти при разных вариантах финансирования, руководство может просто выбирать подходящий объем и тут же иметь перед глазами соответствующую оптимальную инвестиционную программу с учетом всех месторождений для взятого временного интервала t.

	

	3.2 Применение разработанного метода построения функции Беллмана для оптимизации инвестиций в добычу нефти и газового конденсата

	

	Для апробации разработанного метода рассмотрим оптимизацию инвестиций в ДАО Пурнефтегаз. Предположим, эксперты дали оценки объемов инвестиций в месторождения и соответствующие им объемы добычи (таблица 1.1).



	Таблица 1.1

	Экспертные оценки объемов инвестиций в месторождения и соответствующие им объемы добычи (исходные данные для оптимизационного алгоритма).

	Ново-Пурпейское

	Ново-Пурпейское

	Барсуковское

	Барсуковское

	Комсомольское

	12178,52

	17062,00

	118999,33

	505463,00

	74448,50

	160,55

	232,22

	1248,199

	1988,39

	570,2

	Верхне-Пурпейское

	Верхне-

	Пурпейское

	Западно-

	Пурпейское

	Северо-

	Комсомольское

	Северо-

	Комсомольское

	18532,99

	121706,00

	4289,07

	3178,56

	19676,10

	130,893

	188,7

	70,2

	24,1

	88,58

	Восточно-

	Янгтинское

	Восточно-

	Янгтинское

	Тарасовекое

	Тарасовское

	Северо-

	Тарасовское

	34576,77

	200639,69

	126137,84

	977815,77

	11466,66

	1205,5

	947,05

	1454,56

	2077,06

	271,104

	

	Усть-

	Харампурское

	Губкинское

	Губкинское

	Южно-

	Тарасовское

	Южно-

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Капитальные затра-

	ты за период + рас-

	ходы на содержание

	и эксплуатацию

	оборудования,

	тыс. руб. варианты

	2064,08

	3606,34

	876533,69

	15136,57

	922532,78

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Добыча нефти и газового конденса-

	та за период (тыс.

	тонн) (варианты)

	21,5

	29,4

	101,22

	506,2

	1142,49

	Капитальные затра-

	ты за период + рас-

	ходы на содержание

	и эксплуатацию

	оборудования

	тыс. руб. варианты

	42284,78

	386933,80

	71993,72

	11049,47

	233924,28

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Добыча нефти и

	газового конденса-

	та за период, тыс.

	тонн, варианты

	405,795

	401,33

	1083

	281,1

	304,2

	Для некоторых месторождений указан только один вариант инвестиций. Используя разработанный метод получения оптимальных планов инвестиций и реализующую его, разработанную на языке программирования Visual Basic (УВА), программу (см. приложение), получаем следующие оптимальные планы распределения инвестиций по месторождениям, обеспечивающие максимальную суммарную добычу при заданном уровне суммарных инвестиций (таблица 1.2).

	

	Таблица 1.2

	Результаты оптимального распределения ограниченных объемов инвестиций

	Вложения

	Макси-мум

	добычи

	Месторождения

	Инвестиции

	Добыча

	Затраты на единицу

	по месторождениям

	Затраты на единицу

	добычи в целом

	1

	2

	3

	4

	5

	6

	7

	2064,0774

	21,5

	Усть-

	Харампурское

	2064,0774

	21,5

	96,0036

	Инвестиции/

	Добыча

	96,0036

	3178,56

	24,1

	Северо-

	Комсомольское

	3178,56

	24,1

	131,8904564

	Инвестиции/

	Добыча

	131,8904564

	3606,3412

	29,4

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	Инвестиции/

	Добыча

	122,6646667

	4289,0694

	70,2

	Западно-

	Пурпейское

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	Инвестиции/

	Добыча

	61,0978547

	6353,1468

	91,7

	Западно-

	Пурпейское

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	Инвестиции

	/Добыча

	7467,6294

	94,3

	Западно-

	Пурпейское

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Северо-

	Комсомольское

	3178,56

	24,1

	131,8904564

	79,1901315

	7895,4106

	99,6

	Западно-

	Пурпейское

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	79,27119076

	9531,7068

	115,8

	Западно-

	Пурпейское

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	Инвестиции/

	Добыча

	9959,488

	121,1

	Западно-

	Пурпейское

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	Инвестиции/

	Добыча

	11049,4692

	281,1

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	Инвестиции/

	Добыча

	13113,5466

	302,6

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	Инвестиции/Добыча

	14228,0292

	305,2

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	Инвестиции/

	Добыча

	14655,8104

	310,5

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	47,20067762

	15136,5676

	506,2

	Южно- Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	29,90234611

	17200,645

	527,7

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	18315,1276

	530,3

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Северо-

	3178,56

	24,1

	131,8904564

	34,53729512

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	18742,9088

	535,6

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	34,99422853

	19425,637

	576,4

	Южно-

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	33,70166031

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	21489,7144

	597,9

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	35,94198762

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	96,0036

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	22604,197

	600,5

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	37,64229309

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	3178,56

	24,1

	131,8904564

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	2

	3

	4

	5

	6

	7

	23031,9782

	605,8

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	38,01911225

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	

	24668,2744

	622

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	39,65960514

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	3178,56

	24,1

	131,8904564

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	96,0036

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	25096,0556

	627,3

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	40,00646517

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	96,0036

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	26186,0368

	787,3

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	33,26055735

	28250,1142

	808,8

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	23031,9782

	605,8

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	38,01911225

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	

	24668,2744

	622

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	39,65960514

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	3178,56

	24,1

	131,8904564

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	96,0036

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	25096,0556

	627,3

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	40,00646517

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	96,0036

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	26186,0368

	787,3

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	33,26055735

	28250,1142

	808,8

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	34,92843002

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	96,0036

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	29364,5968

	811,4

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	36,19003796

	

	

	Северо-

	3178,56

	24,1

	131,8904564

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	29792,378

	816,7

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	36,47897392

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	

	30475,1062

	857,5

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	35,53948245

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	32539,1836

	879

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	37,01841138

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	96,0036

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	33653,6662

	881,6

	Южно-

	Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	29,90234611

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	38,17339632

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	3178,56

	24,1

	131,8904564

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	2817970,96

	9633,739

	Восточно-

	Янгтинское

	34576,773

	1205,5

	28,68251597

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	292,5106188

	

	

	Южно-

	Харампурское

	71993,7218

	1083

	66,47619741

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	11466,6552

	271,104

	42,29614908

	

	

	

	Таросовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Ново- Пурпейское

	17062

	232,22

	73,47343037

	

	

	

	Харампурское

	42284,781

	405,795

	104,2023214

	

	

	

	Северо-

	19676,0998

	88,58

	222,1280176

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Барсуковекое

	505463

	1988,39

	254,2071726

	

	

	

	Комсомольское

	74448,4972

	570,2

	130,5655861

	

	

	

	Южно-

	922532,7774

	1142,49

	807,4755818

	

	

	

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	

	Тарасовское

	977815,7708

	2077,06

	470,76915

	

	

	

	Верхне-

	Пурпейское

	121706

	188,7

	644,9708532

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	122,6646667

	

	2820035,03

	9655,239

	Восточно-

	Янггинское

	34576,773

	1205,5

	28,68251597

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	39,30796585

	292,0730428

	

	

	Южно-

	Харампурское

	71993,7218

	1083

	66,47619741

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	11466,6552

	271,104

	42,29614908

	

	

	

	Таросовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	61,0978547

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Ново- Пурпейское

	17062

	232,22

	73,47343037

	

	

	

	Харампурское

	42284,781

	405,795

	104,2023214

	

	

	

	Северо-

	Комсомольское

	19676,0998

	88,58

	222,1280176

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Барсуковское

	505463

	1988,39

	254,2071726

	

	

	

	Комсомольское

	74448,4972

	570,2

	130,5655861

	

	

	

	Южно-

	Тарасовское

	922532,7774

	1142,49

	807,4755818

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Тарасовское

	977815,7708

	2077,06

	470,76915

	

	

	

	Верхне-

	Пурпейское

	121706

	188,7

	644,9708532

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	

	122,6646667

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	

	96,0036

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	3040845,77

	9656,839

	Восточно-

	Янгтинское

	34576,773

	1205,5

	

	28,68251597

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Южно- Харампурское

	71993,7218

	1083

	

	66,47619741

	

	

	Северо-

	11466,6552

	271,104

	

	42,29614908

	

	

	Таросовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	

	61,0978547

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Ново- Пурпейское

	17062

	232,22

	

	73,47343037

	

	

	Харампурское

	42284,781

	405,795

	

	104,2023214

	

	

	Северо-

	19676,0998

	88,58

	

	222,1280176

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Барсуковское

	505463

	1988,39

	

	254,2071726

	

	

	Комсомольское

	74448,4972

	570,2

	

	130,5655861

	

	

	Южно-

	922532,7774

	1142,49

	

	807,4755818

	

	

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	

	Тарасовское

	977815,7708

	2077,06

	

	470,76915

	

	

	Верхне-

	121706

	188,7

	

	644,9708532

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Фестивальное

	233924,2806

	304,2

	

	

	3042909,84

	9678,339

	Восточно-

	Янгтинское

	34576,773

	1205,5

	

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Южно-

	71993,7218

	1083

	

	314,4041395

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	11466,6552

	271,104

	

	

	

	

	Таросовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Ново- Пурпейское

	17062

	232,22

	

	

	

	

	Харампурское

	42284,781

	405,795

	

	

	

	

	Северо-

	19676,0998

	88,58

	

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Барсуковское

	505463

	1988,39

	

	

	

	

	Комсомольское

	74448,4972

	570,2

	

	

	

	

	Южно-

	922532,7774

	1142,49

	

	

	

	

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	

	Тарасовское

	977815,7708

	2077,06

	

	

	

	

	Верхне-

	121706

	188,7

	

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	

	

	

	

	Фестивальное

	233924,2806

	304,2

	

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	3690898,3

	9705,559

	Восточно-

	Янгтинское

	34576,773

	1205;9

	

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	

	380,2870397

	

	

	Южно-

	71993,7218

	1083

	

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	11466,6552

	271,104

	

	

	

	

	Таросовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Ново- Пурпейское

	17062

	232,22

	

	

	

	

	Харампурское

	42284,781

	405,795

	

	

	

	

	Северо-

	19676,0998

	88,58

	

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Барсуковское

	505463

	1988,39

	

	

	

	

	Комсомольское

	74448,4972

	570,2

	

	

	

	

	Южно-

	922532,7774

	1142,49

	

	

	

	

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	

	Тарасовское

	977815,7708

	2077,06

	

	

	

	

	Верхне-

	121706

	188,7

	

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	876533,6864

	101,22

	

	

	3692962,38

	9727,059

	Восточно-

	Янгтинское

	34576,773

	1205,5

	

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	

	379,6586798

	

	

	Южно-

	

	~

	

	

	

	

	Харампурское

	71993,7218

	1083

	

	

	

	

	Северо-

	11466,6552

	271,104

	

	

	

	

	Таросовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Ново- Пурпейское

	17062

	232,22

	

	

	

	

	Харампурское

	42284,781

	405,795

	

	

	

	

	Северо-

	19676,0998

	88,58

	

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Барсуковское

	505463

	1988,39

	

	

	

	

	Комсомольское

	74448,4972

	570,2

	

	

	

	

	Южно-

	922532,7774

	1142,49

	

	

	

	

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	

	Тарасовское

	977815,7708

	2077,06

	

	

	

	

	Верхне-

	121706

	188,7

	

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	876533,6864

	101,22

	

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	21,5

	

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	3913773,11

	9728,659

	Восточно-

	Янгтинское

	34576,773

	1205,5

	

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	Южно-

	71993,7218

	1083

	

	402,2931745

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	11466,6552

	271,104

	

	

	

	

	Таросовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	70,2

	

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Ново- Пурпейское

	17062

	232,22

	

	

	

	

	Харампурское

	42284,781

	405,795

	

	

	

	

	Северо-

	19676,0998

	88,58

	

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Барсуковское

	505463

	1988,39

	

	

	

	

	Комсомольское

	74448,4972

	570,2

	

	

	

	

	Южно-

	922532,7774

	1142,49

	

	

	

	

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	

	Тарасовское

	977815,7708

	2077,06

	

	

	

	

	Верхне-

	121706

	188,7

	

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	876533,6864

	101,22

	

	

	

	

	Фестивальное

	233924,2806

	304,2

	

	

	3915837,19

	9750,159

	Восточно-

	Янгтинское

	34576,773

	

	1205,5

	Инвестиции/

	Добыча

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Южно-

	71993,7218

	

	1083

	401,6177777

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	

	

	Северо-

	11466,6552

	

	271,104

	

	

	

	Таросовское

	

	

	

	

	

	

	Западно-

	4289,0694

	

	70,2

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Ново- Пурпейское

	17062

	...

	232,22

	

	

	

	Харампурское

	42284,781

	

	405,795

	

	

	

	Северо-

	19676,0998

	

	88,58

	

	

	

	Комсомольское

	

	

	

	

	

	

	Барсуковское

	505463

	

	1988,39

	

	

	

	Комсомольское

	74448,4972

	

	570,2

	

	

	

	Южно-

	922532,7774

	1142,49

	

	

	

	Тарасовское

	

	

	

	

	

	Тарасовское

	977815,7708

	2077,06

	

	

	

	Верхне-

	121706

	

	188,7

	

	

	

	Пурпейское

	

	

	

	

	

	

	Губкинское

	876533,6864

	101,22

	

	

	

	Фестивальное

	233924,2806

	304,2

	

	

	

	Усть-

	2064,0774

	

	21,5

	

	

	

	Харампурское

	

	

	

	

	

	Вариантов инвестирования достаточно много. Большое их количество в таблице 1.2 не приводится. Интегральные показатели по всем вариантам оптимальных инвестиций приведены ниже, на графике (рисунок 1).

	В таблице 1.3 приведены конечные результаты оптимального размещения инвестиций с соответствующими планами добычи. Дальнейшее увеличение общих объемов инвестирования не приведет к увеличению добычи на данном множестве месторождений с приведенным перечнем экспертных оценок.

	Максимальные значения добычи при заданных уровнях инвестирования

	Из графика видно, что рост инвестиций, превышающих 600 тыс. руб., дает относительно небольшой прирост добычи для выбранного временного интервала инвестиций.

	

	

	Рисунок 1 - Максимальные значения добычи нефтегазового конденсата при заданных уровнях инвестирования для ДАО Пурнефтегаз.

	

	Таким образом, можно определить верхние границы рационального инвестирования. В рассматриваемом случае применение разработанного метода построения функции Беллмана для оптимизации инвестиций на заданном временном интервале дает следующий результат: для объема инвестиций 571 324213,4 руб., максимальный объем добычи составит 7 598 451 тонн. Полученное оптимизированное распределение инвестиций по месторождениям ДАО Пурнефтегаз и соответствующие планируемые объемы добычи приведены в таблице 1.3.

	

	Таблица 1.3

	Результаты оптимизации распределения инвестиций в объеме 571324,2134 тыс. руб.

	Месторождение

	Объем инвестиций,

	Объем добычи,

	

	тыс. руб.

	тыс. тонн

	Южно- Тарасовское

	15136,5676

	506,2

	Восточно- Янгтинское

	34576,773

	1205,5

	Фестивальное

	11049,4692

	281,1

	Южно- Харампурское

	71993,7218

	1083

	Тарасовское

	126137,8426

	1454,56

	Барсуковское

	118999,3266

	1248,199

	Западно-Пурпейское

	4289,0694

	70,2

	Северо-Таросовское

	11466,6552

	271,104

	Ново- Пурпейское

	17062

	232,22

	Харампурское

	42284,781

	405,795

	Комсомольское

	74448,4972

	570,2

	Верхне- Пурпейское

	18532,9914

	130,893

	Северо- Комсомольское

	19676,0998

	88,58

	Губкинское

	3606,3412

	29,4

	У сть- Харампурское

	2064,0774

	21,5

	Суммарно

	571324,2134

	7598,451

	

	Аналогичные таблицы получены для всех возможных вариантов инвестиций на заданном временном интервале.




	ЗАКЛЮЧЕНИЕ

	

	1. С точки зрения интересов России целью реформирования газовой отрасли является обеспечение эффективности :стабильности работы всех основных функциональных элементов. Для обеспечения рентабельности газовых проектов и повышения эффективности работы ОАО «Газпром» недостаточно поднимать цены или формально обеспечить доступ. Необходимо выполнение нескольких условий в комплексе: либерализация цен, совершенствование механизма доступа к магистральному газопроводу, повышение прозрачности ОАО «Газпром», что необходимо для снижения издержек и концентрации средств на основных видах мнению, не должно произойти раздробление ОАО «Газпром».

	При реформировании газовой отрасли основным вопросом становится сохранения политического, экономического (бюджетного) и социального ОДА «Газпром» как стратегической монополии. В практическом означает необходимость четкой долговременной программы формирования отрасли. При этом важно не перейти ту черту реформирования, за которой изменения в отрасли могут принять необратимый характер и выйти из подполья, как государства, так и самого ОАО «Газпром».

	Разработанные в большом количестве концепции реформирования газовой отрасли России отражают позиции различных министерств и заинтересованных сторон (МЭРТ, РСПП, Союзгаза, ОАО «Газпром»). Ни одна из этих концепций экономически не была обоснована. Анализ предложений реформирования позволяет сказать, что одним из правильных решений проблем отрасли является повышение цен на газ для промышленных потребителей до экономически обоснованного уровня, что приведет к снижению спроса. Это, во-первых, избавит ОАО «Газпром» от убытков на внутреннем рынке, а во-вторых, позволит увеличить экспорт, который в основном и формирует прибыль ОАО «Газпром». Еще одним следствием станет освоение свободных сегментов рынка независимыми производителями газа, ресурсы которых могут заполнить соответствующие ниши. Возможное предложение газа НПГ на рынке в будущем составит 150-170 млрд. мЗ.

	Реформирование газовой отрасли должно проводиться эволюционным путем, исключающим резкие изменения экономико-организационной структуры отрасли. Российская газовая отрасль как объект рыночной экономики весьма специфическая отрасль, для которой стандартные подходы малоприемлемы. На первое место выходит неразрывность технологических процессов. Для осуществления включения их в отдельные независимые структуры должна быть учтена производственная и экономическая целесообразность этих мероприятий с точки зрения риска их осуществления.

	По мнению основных действующих лиц в области разработки концепции либерализации газового рынка, примерно четыре пятых положений согласовано. Несмотря на достаточно большой диапазон различий между охарактеризованными выше концепциями реформирования российского рынка природного газа, важно отметить, что общими для большинства из них являются следующие положения:

	Развитие свободной торговли газом посредством двухсекторной модели рынка в составе регулируемого и нерегулируемого сектора с постепенным увеличением доли второго в качестве начального этапа реформ;

	Предоставление всем газодобывающим компаниям России равных условий хозяйствования при соответствующей ответственности.

	Основным камнем преткновения остается вопрос об организации всех аспектов транспортировки газа, другими словами реструктуризации ОАО «Газпром». Осенью 2003 г. МЭРТи «Газпром» обнародовали свои оценки возможного повышения оптовых цен на газ в результате обеспечения недискриминационного доступа поставщиков к трубопроводной системе. В его основе — рост тарифов на прокачку газа после выделения газотранспортной компании из структуры «Газпрома».

	В своих расчетах «Газпром» исходил из того, что арендующая у него трубопроводное хозяйство газотранспортная компания будет инвестировать в транспортную инфраструктуру, погашать часть кредиторской задолженности головной организации и выплачивать повышенные дивиденды. В результате тариф за транспортировку 1 тыс. куб. м газа на сто километров вырастет до 32,91 руб., оптовая цена газа вырастет до 38 долл. за 1 тыс. куб. м. По оценке МЭРТ, эта цена возрастет до 33 долл. за 1 тыс. куб. м.

	Разумеется, повышение цены на газ больно ударит по неэффективным производствам. Но при этом нельзя забывать, что по существующей политике в следующем году регулируемые цены на газ все равно повысятся примерно на 20%.

	В то же время, это повышение будет осуществляться без всякой увязки с рыночной перестройкой газовой отрасли. На мой взгляд, такое же повышение, сопровождаемое либерализацией газового рынка, будет многократно полезнее и для газового бизнеса, и для страны.

	2. Российский рынок газа в современном состоянии не имеет развитой рыночной инфраструктуры и конкурентной среды. Его характерной особенностью является весьма высокая степень государственного регулирования. Особенностью функционирования российской газовой отрасли является и то обстоятельство, что многие функции государственного регyлирования до сих пор выполняются крупнейшей компанией-монополистом - ОАО «Газпром», что, на взгляд независимых производителей, не является нормальным, т.к. усиливает доминирование этой компании и при водит к многочисленным перекосам и снижению экономической эффективности газовой отрасли страны в целом.

	Необходимо выполнение нескольких условий в комплексе: либерализация цен, совершенствование механизма доступа к магистральному газопроводу, повышение прозрачности ОАО «Газпром», что необходимо для снижения издержек и концентрации средств на основных видах мнению, не должно произойти раздробление ОАО «Газпром».

	Не развит нерегулируемый сегмент рынка, на котором газ является предметом купли-продажи по свободному выбору по рыночным ценам. Этот сегмент рынка пока не оказывает конкурентного воздействия на регулируемый сегмент рынка газа.

	Независимые производители владеют примерно 30% лицензий на освоение запасов газа и имеют право реализовывать его по свободным рыночным ценам, но их доля в совокупных объемах добычи и поставки газа на рынок составляет немногим более 12%. В условиях, когда основная часть газа реализуется потребителям на регулируемом секторе рынка газа, возможности использовать указанное право у независимых производителей весьма ограничены.

	Для функционирования полноценного газового рынка пока не созданы основные инфраструктурные элементы и рыночные институты, которые должны способствовать его становлению. Реализация газа на торговых площадках находится на начальной стадии. Не развита страховая система, обеспечивающая гарантиями сделки купли-продажи, и других структур, которые могут с помощью рыночных инструментов управлять рисками, связанными с непредвиденными ситуациями на рынке газа. Отсутствует налаженный механизм привлечения российских инвесторов в газовый бизнес. Не разработаны правила поведения участников нерегулируемого сегмента рынка газа.

	Неразвитая рыночная инфраструктура на российском рынке газа обусловлена отсутствием необходимых финансово-экономических условий для развития полноценного конкурентного рынка.

	Под воздействием негативных факторов, действующих в российской газовой отрасли, наметилась весьма опасная тенденция формирования дефицита на внутреннем рынка газа, в то время как страна обладает крупными его запасами.

	Формирование рынка газа позволит решить следующие задачи:

	ликвидация диспропорций развития газового рынка, сдерживающих производственное развитие газовых компаний, снятие административных ограничений и расширение сферы применения рыночных механизмов;

	формирование оптимальной структуры топливно-энергетического баланса страны, рациональное использование газа и стимулирование газосбережения во всех сферах экономики;

	создание благоприятных условий для освоения новых месторождений, строительства и эксплуатации новых мощностей по транспорту, хранению и распределению газа, стимулирование новых производителей газа;

	повышение открытости торговли, создание торговых площадок и определение принципов взаимодействия с субъектами рыночной инфраструктуры. Повышение открытости информации, характеризующей спрос и предложение на рынке. Развитие долгосрочных отношений и инструментов срочного рынка;

	поэтапная ликвидация перекрестного субсидирования в газовой отрасли и совершенствования системы поддержки малообеспеченных слоев населения.

	Важнейшим условием развития рынка газа в России является отказ от практики государственного регулирования оптовых цен на газ и поэтапный переход к государственному регулированию тарифов в сфере ественной монополии на транспортировку газа.

	Обязательным условием формирования и развития рынка газа является платежеспособный спрос. Государство и частный капитал должны сотрудничать в установлении нового механизма государственного регулирования и мониторинга ситуации на газовом рынке, в том числе обеспечить:

	необходимые для покрытия спроса мощности по добыче, переработке, транспортировке и хранению газа, в том числе для выполнения международных соглашений и долгосрочных контрактов по экспорту газа;

	установление цен на газ с учетом эффективности его использования, а в ближайшие три года как минимум на уровне обеспечения самофинансирования газовой отрасли;

	создание стимулирующих условий для роста добычи газа, в том числе для независимых производителей;

	государственную поддержку развития мощностей и рынка услуг по транспортировке и хранению газа участниками рынка;

	контроль за обеспечением недискриминационного доступа независимых организаций к свободным транспортным мощностям и упрощение процедуры его оформления;

	введение дифференцированных налоговых платежей, способствующих эффективной эксплуатации месторождений газа с падающей добычей.

	3. В третьей части дипломной работы предложен методический подход к решению задач планирования и оптимизации инвестиций в нефтегазовой отрасли. В основе подхода лежит метод оптимизации инвестиций, использующий идею построения функции Беллмана и учитывающий специфику задачи.

	На основе разработанного метода оптимизации инвестиций получены алгоритм и его компьютерная реализация на языке Visual Basic for Application, находящие глобальный оптимум целевой функции и учитывающие специфику возможных вариантов инвестиций в добычу нефтегазового конденсата. Рассчитаны оптимальные варианты распределения инвестиций по месторождениям, обеспечивающие максимальные суммарные объемы добычи нефтегазового конденсата на каждом возможном уровне инвестиций. На основе такого типа результатов руководство компании может просчитывать одновременно несколько стратегий инвестирования и, в зависимости от рыночной конъюнктуры и наличия финансовых ресурсов, принимать оптимальное решение. Подтверждена применимость метода приведенными расчетами максимальных значений добычи при заданных уровнях инвестирования для ДАО Пурнефтегаз.

	СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

	

	1. Баранов В.Н. «Независимые производители и перспективы развития газовой отрасли России».

	2. Сборник докладов и выступлений « Развитие российского рынка газа: ценообразование и перспективы биржевой торговли»

	3. Язев В. «Природный газ».

	4. Ермолов О.В., Миловидов К.Н., Чугунов Л.C., Ремизов Л.С. «Стратегия развития нефтегазовых компаний» 1998 г

	5. www.gasforum.ru

	6. Авдокуши Е.Ф. «Международные экономические отношения» 1999 г.

	7. Киреев А. «Международная экономика: движение товара и факторы производства» Часть первая 2000 г.

	8. Журнал «Газовый бизнес» январь-феврель 2006г.

	9. Офицеров вл., Судзиловский Н.Б. Об одном типе задач линейного программирования и их решении // Известия АН СССР. Техническая кибернетика. - 1981. - N2 6. - С. 14-17.

	10. Офицеров вл., Смирнов с.в. Моделирование и оптимизация снабженческой деятельности для крупных компаний // Проблемы управления и моделирования в сложных системах: Труды V международной конф. (Самара, июнь 2003). - Самара: Самарский НЦ РАН, 2003. - С. 197-205.

	11. Беллман Р., Дрейфус С. Прикладные задачи динамического программирования. - М.: Наука, 1965. - С. 98.




	ПРИЛОЖЕНИЕ

	

	Листинг программы для оптимизация инвестиций в месторождения на языке программирования VBA

		

		Option Explicit ' Все переменные должны описываться

		Option Base 1 'Индексы всех массивов начинаются с 1

		Туре Mestorozhdenie :Далее будет определен массив этого типа

		Name As String 'Имя месторождения

		KolVart As lnteger 'Колич вариантов инвестирования

		Lnv() As DoubIe 'Будет определен массив вариантов вложений

		Dob() As ОоиЫе 'Будет определен массив объемов добычи

		End Туре

		Туре АО 'Далее будет определен массив этого типа

		NameDAO As String 'Имя ДАО

		KolMestor As Integer 'Количество MecTopo)jCД в ДАО

		MestorO As Mestorozhdenie 'Будег определен массив месторожд ДАО

		End Туре

		Туре DAO_dob 'Далее будет определен массив этого типа

		Name As String 'Имя ДАО

		Invest As ОоиЫе 'Инвестиции в ДАО

		Dob As ОоиЫе 'Добыча ДАО

		End Туре

		Туре Maxl

		FMAX As ОоиЫе 'Значение функционалана ресурсу, размер массива = числу эффективных вариантов ресурса FNameDAO As String 'Имя ДАО

		FNameMestor As String 'Имя месторождения

		Flnv As ОоиЫе 'Будет определено вложение средств

		FDob As ОоиЫе 'Будет определен объем соответствующей добычи

		F _i_INV As Long 'Будет определен индекс инвестирования

		End Туре

		Туре Мах2

		FMAX As ОоиЫе Значение функционалана ресурсе, размер массива = числу эффективных вариантов ресурса FNameDAO As String 'Имя ДАО

		NmMestor As String Имя месторождения, дающего последнее приращение

		FNameMestorO As String 'Имя месторождения

		Flnv As DoubIe 'Будет определено вложение средств

		FDob As ОоиЫе 'Будет определен объем соответствующей добычи

		F _UNV As Long 'Будет определен индекс инвестирования

		End Туре

		

		Описание глобальных переменных, видимых во всех процедурах модуля

		

		Dim DataВook As String 'Переменная для запоминария имени книги с данными

		Dim ProgramBook As String 'Переменная для запоминария имени книги

		Dim ResultBook As String 'Переменная для запоминария имени книги с результатами

		Dim Row, Column As Integer 'Переменные для сохранения текущего номера ячейки

		Dim Sredstva As ОоиЫе 'Общие максимальные средства на добычу

		Dim Delta As ОоиЫе 'Интервал приращения средств

		Dim PumeftSheet As String 'Переменная для имени листа Пурнефтегаз

		Dim SahalinmorSheet As String 'Переменная для имени листа Сахалинморнефтегаз

		Dim KrasnodarSheet As String 'Переменная для имени листа Краснодарнефтегаз

		Dim StavropSheet As String 'Переменная для листа Ставропольнефтегаз

		Dim DagneftSheet As String 'Переменная для ли:;та Дагнефтегаз

		Dim TermneftSheet As String 'Переменная для листа Термнефтегаз

		Dim GrozneftSheet As String 'Переменная для листа Грознефтегаз

		Dim N_DAO As Integer 'Число ДАО

		Dim ОАОО As АО 'Определили динамич массив структур ДАО, месторождений, вариантов инв

		Sub General() 'Управляющая процедура

		Dim FМAXlO As Maxl 'Определили структуру соотв. найденному макс Фун*,ла для одной перем. Dim FMAX20 As ОоиЫе 'Определили рабочее соотв. найденному макс функ-ла .

		Dim FMAX30 As Maxl

		Dim FMAX40 As Мах2 'Определили соотв. найденному макс функ-ла .

		Dim Tst_MAX, Tst_MIN As ОоиЫе 'Переменые для тестирования максимума и минимума

	Dim i_DAO, ii_DAO, i_Mestor, ii_Mestor, i_tstMestor, i_ Vart, ii_ Vart, i, fflag, fflagl As Integer 'Индексы для просмотра

	Dim N_INV, M_INV As Long 'Максимальное число приращений (для всех в сумме и для одного максимального)

	Dim S_INV As Long 'Минимальное значение инвестирования (в вариаmах)

	Dim N_Fact_INV, ii_Fact_INV, i_Fact_INV As Long 'Фактическое число вариантов инвестирования

	Dim i_INV, nn_Fact_INV, ii_INV As Long 'значение текущею номера вариаmа инвестирования Dim j_in_i1NV As Long 'З,начение текущего номера варианта инвестирования в рамках i

	Dim V _i_INV As Double 'Значение текущего варианта инвестирования

	Dim V j_in_iINV As Double 'значение текущего варианта инвестирования

	Dim N_Mestor As Integer 'Число месторождений (текущее рабочее опред:ление)

	Dim Flg As Integer 'флаг для определиния было ли изменене максимума

	Dim Мах_Мах As Double 'абсолютный максимум

	DataBook = ""

	ProgramВook = ''''

	ResultBook = ""

	'Начало работы, процедура открытия файла с исходными данными

	'1)

	Сall OpenDataFile

	'Определяем отказ от работы

	If DataBook = "" Then

	Exit Sub

	End If

	Выдаем информацию в строке состояния

	Application,StatusBar = "Создаются массивы с данными"

	Вводим исходные данные

	Саll GetData

	Определяем максимальный объем инвестирования

	Sredstva = О

	Tst_MIN = 999999999999#

	Мах_Мах = О 'сейчас для поиска максимального варианта инвестирования

	Fоr i_DAO = 1 То N_DAO

	Fоr i_Mestor = 1 То DАО(i_DАо).коlМеstог

	Выбор максимального варианта инвестирования среди текущих вариamов

	Tst_MAX=O

	Рот i_ Vart = 1 То DAO(i_DAO),Mestor(i_Mestor).KoIVart

	IfTst_MAX < DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) Then

	Tst_MAX = DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) End If

	'Выбор максимального варианта инвестирования среди всех

	IfMax_Max < DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) Then

	Мах_Мах = DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) End If

	'Выбор нач. знач для инвестирования

	IfTst_MIN > DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) Then

	Tst_MIN = DАО(i_DАО).Меstш(i_Меstог).Iпv(i_ Vart)

	End If

	Next i_ Vart

	Sredstva = Sredstva + Tst_MAX Next i_Mestor

	Nexti_DAO

	'Начальное значение инвестирования V _i_INV = Tst_MIN

	Tst_ MIN = 99999999999999#

	'Выбор вариаmа DEL ТА для полного оптимума

	Fог i_DAO = 1 То N_DAO

	Fог i_Mestor = 1 То DAO(i_DAO).KoIMestor

	Fот i_ Vart = 1 То DАО(i_DАО).Меstог(i_Меstог).коIVагt Рот ii_DAO = i_DAO То N_DAO

	Fот ii_Mestor = 1 То DAO(ii_DAO).KoIMestor

	Рот ii_ Vart = 1 То DАО(ii_DАО).Меstог(ii_Меstог).коIVагt

	'Выбор варианта приращения инвестирования

	If Abs(DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) - DAO(ii_DAO).Mestor(ii_Mestor).Inv(ii_ Vart» <> О Then

	IfTst_MIN>Abs(DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_Vart)DAO(ii_DAO.Mestor(ii_Mestor).Inv(ii_ Vart» Then

	Tst_MIN = Abs(DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_Vart)-DAO(ii_DAO).Mestor(ii_Mestor).Inv(ii_ Vart»

	End If

	End If

	Next ii_ Vart

	Next ii_Mestor

	Nextii DAO

	Next i_ Vart

	Next i_Mestor

	Nexti_DAO

	**************************************************

	Заполнение для 'всевозможных вариантов инвестирования

	Вычисление общего числа месторождений

	N _ Mestor = О 'нач знач общего числа местор.

	For i_DAO = 1 То N_DAO

	N_Mestor = N_Mestor + DAO(i_DAO).KoIMestor

	Next i_DAO

	Delta = Tst_MIN

	Flg=O

	M_INV = Iпt(Мах_Мах / Delta) + 1 'Число приращений для максимального варианта

	Tst_ МАХ = О 'нач знач про верки на максимум

	Выдаем иформацию в строкеl состояния

	Application.StatusBar = "Идет процесс оптимизации"

	Определение начальных и конечных индексов в вариантах инвестирования

	N_Fact_INV = О 'Начальное число вариантов инвестирования

	N_INV = Int(Sredstva / Delta) + 1

	S_INV = Int(Tst_MIN / Delta)

	IfS_INV = О Then

	S_INV = 1

	End If

	М _ INV = Int(Max _Мах / Delta) + 1 'Число приращений для максимального варианта

	For i_INV = S_INV То M_1NV

	Текущий объем инвестирования

	V _i_INV = Delta * i_INV

	For i_DAO = 1 То N_DAO

	For i_Mestor = 1 То DАО(i_DАо).коlМеstог

	For i_ Vart = 1 То DАО(i_DАО).Меstоr(i_Меstог).коlVагt

	Проверка хватает ли текущего объема инвестирования для добычи

	IfV _i_INV >= DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) Then

	Проверка включения данных по месторождению

	fflag = О

	For i = 1 То N]act_INV

	IfDAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Name = FMAX1(i).FNameMestor_

	And DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) = _

	FMAX1(i).FInv Then

	месторождение уже записано

	fflag = 1

	Exit For

	End If

	Next i

	If fflag = О Then 'записываем в порядке увеличения объемов инвестирования

	N_Fact_INV = N_Fact_INV + 1 'Число вариантов инвестиций в для одного месторож

	ReDim Preserve FMAX1(N]act_INV)

	FMAX1(N]act_INV).FMAX = DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Dob(i_ Vart)

	FMAXl (N_Fact_INV).F _i_INV = i_INV

	FMAX1(N]act_INV).FDob = DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Dob(i_ Vart) FMAXl(N]act_INV).Flnv = DAO(i_DAO).Mestor(i_Mestor).Inv(i_ Vart) FMAXl(N]act_INV).FNameDAO = DAO(i_DAO).NameDAO

	FMAXl (N ]act_ INV).FNameMestor = DAO(i_ DAO).Mestor(i_ Mestor).Name End If

	End lf

	Next i_Vart

	Next i_Mestor

	Nexti_DAO

	Next i_INV

	********************************************************

	Flg=O

	ReDim FMAX2(N_INV - S_INV)

	Поиск оптимального решения

	Tst_MAX = О 'нач знач про верки на максимум

	ReDim FMAX4(!)

	ReDim FMAX4(! ).FNameMestor(N _ Mestor)

	Мах_Мах=О nn]act_INV = О

	Проход по вариантам финансирования одновременно i_Mestor месторождений

	For i_INV = S_INV То N_INV

	значение текущего номера варианта инвестирования в рамках общего инвестир i_INV

	For j_injINV = S_INV То i_INV

	Находим FМAX соответствущий текущеI.jY инвестированию j_in_iINV

	Ifj_in_iINV <> UNV Then 'Условие обязательно, если (lIВНЫ, то FMAX2(O)!!!

	For i_Fact_INV = 1 То N_Fact_INV

	Ifj_in_iINV = FMAX1(i]act_INV).F_i_INV Тhеп

	Tst_MAX = FMAX1(i]act_INV).FMAX + FMAX2(i_INV - j_in_iINV)

	ExitFor

	End If

	Next i]act_INV

	Else 'если равны,то

	For i]act_INV = 1 То N]act_INV

	Ifj_in_iINV = FMAXl (i]act_INV).F _i_INV Тhen

	Tst_MAX = FMAX1(i]act_INV).FMAX

	Exit For

	End If

	Next i Fact INV

	End If

	IfTst_MAX> Мах_Мах + 0.00001 Тhen

	Flg = 1 'предполагаем, что месторождение еще не используется в финансировании

	

	Проверка на участие месторождения в двух финансированиях одновременно

	

	Ifj_injINV <> i_INV Тhеп

	For i_tstMestor = 1 То nn_Fact_INV

	Находим предыдущий индекс объема дающий текущий максимум

	IfFMAX4(i_tstMestor).F _i_INV = i_INV - FMAXl(i]act_INV).F _i_INV Тhеп

	'Проверяем на совпадение имен среди имен предыдущего индекса

	For i_ Vart = 1 То UBoиnd(FMAX4(i_tstМestor).FNameMestor)

	IfFMAX4(i_tstMestor).FNameMestor(i_ Vart) = FMAX1(i]act_INV).FNameMestor Тhеп

	Попытка улучшить общий результат заменой "старого" варианта

	инвестирования в месторождение с этим именем, новым вариантом

	If Tst_MAX - FMAX4(i_ Vart).FDob <= Мах_Мах + 0.0001 Тhеп

	Flg = О 'месторождение уже используется в финансировании

	Tst_MAX = Мах_Мах

	fflagl = О

	ExitFor

	Else 'Попытка замены варианта инвест. в месторождение на этом объеме общих инвестиций Tst_MAX = TsCMAX - FMAX4(i_ Vart).FDob

	fflag = i_ Vart

	fflagl = 2

	Exit For

	End If

	End If Next i_ Vart End If

	lfFJg = О Ог fflagI = 2 Тhen

	Exit For

	End If

	Next i_tstМestor

	End If

	End If

	запись нового результата для данного объема финансирования

	IfFlg = 1 Тhen

	Flg=O

	nn_Fact_INV = nn_Fact_INV + 1

	Записываем используемые ранее имена при получении макс на этом объеме

	ReDim Preserve FMAX4(nn]act_INV)

	ReDim Preseгve FMAX4(nn _Fact_INV).FNameMestor(nn _Fact_ INV) FMAX4(nn]act_INV).FMAX = Tst_MAX

	FMAX4(nn]act_INV).FDob = FMAXl(i_Fact_INV).FDob

	FMAX4(nn ]act_ INV).Flnv = FMAXl (i]act_ INV).Flnv

	FMAX4(nn]act_INV).NmМestor = FMAXl (i]act_INV).FNameMestor

	FMAX4(nn_Fact_INV).F _i_INV = i_INV 'Обшие объемы вложения FMAX4(nn_Fact_INV).FNameDAO = FMAX1(i_Fact_INV).FNameDAO

	FMAX4(nn ]act_ INV).FNameMestor(nn ]act_ INV) = FMAXl (i_Fact_ INV).FNameMestor

	Ifj_in_iINV <> i_INV Тhen

	For ii_INV = 1 То nn]act_INV

	IfFMAX4(ii_INV).F _i_INV = i_INV - FMAXl(i]act_INV).F _i_INV Тhen

	For i_ Vart = 1 То UBound(FMAX4(ii_INV).FNameMestor) FMAX4(nn]act_INV).FNameMestor(i_ Vart) = FMAX4(ii_INV).FNameMestor(i_ Vart)

	If fflagl = 2 Then 'Исключаем двойное инвестирование в месторождение, давшее максимум IfFMAX4(ii_INV).FNameMestor(i_ Vart) = FMAXl(i]act_INV).FNameMestor Тhеп FMAX4(nn_Fact_INV).FNameMestor(fflag) = ""

	fflagl = О

	End If

	End If

	Next i Vart

	End If

	Nextii_INV

	FMAX4(nn ]act_INV).FNameMestor(nn]act_ INV) = FMAX] (i]act_ INV).FNameMestor

	End If

	Мах_Мах = Tst_MAX

	FMAX2(i_INV) = Мах_Мах

	Flg=O

	End If

	Next j_in _iINV

	Nexti_INV

	Обработка результатов

	Dim OиtRezO As Мах2

	Выдача результатов

	SubResи1t_oиt(FMAX]О, FMAX40)

	End Sиb

	Sиb Resиlt_oиt(FМAXIO As Мах], FMAX40 As Мах2)

	Dim Sheet As Worksheet 'Переменная для текущих листов

	Dim ListNameO As String

	Dim arrayindex, nSheets, Add_n_Sheet, OиtSheet As Integer

	Для каждой новой номенклатуры создается свой лист результатов

	Начальные значения

	arrayindex = ] 'Определяет номер имени в массиве имен

	nSheets = О

	Add_n_Sheet = О

	OutSheet = 3 'Необходимое число листов

	ReDim ListName(OutSheet)

	ListName(l) = "Оптимизация добычи нефти"

	ListName(2) = "Для заметок 1"

	ListNamе(З) = "Для заметок 2"

	ListName(4) = "Максимизация"

	

	Формирование имени книги результатов

	

	ResиltBook = Time &" "& Date &" "&" Результаты оптимизации "

	Выдаем иформацшо в строке состояния

	Application.StatusBar = "Создаю книry результатов: "& ResultВook

	Создаем новую книry

	

	Запрещаем переход на новое окно

	

	Application.ScreenUpdating = False

	Workbooks.Add

	

	Вписываем данные в свойства файла

	

	With ActiveWorkbook

	Title = ResиltBook

	Sиbject = "Оптимизация добычи нефти"

	End With

	

	Замена двоеточий и точек в дате на подчеркивания

	

	ResиltВook = Replace(ResиltВook, ":", "_")

	ResиltBook = Rep]ace(Resи1tBook, ".", "_")

	Сохранение файла для изменения имени в текущем каталоге

	ActiveWorkbook.SaveAs (ResиltBook)

	

	Число листов в открытой книге

	

	nSheets = 3

	

	Добавляем листы

	

	Add_n_Sheet = OиtSheet - nSheets

	If Add_n_Sheet > О Тhеп

	Worksheets.Add Coиnt:=Add_n_Sheet

	End If

	

	Переименовываем листы

	

	For Eacl1 Sheet In ActiveWorkbook. Worksheets

	If IПStr(l, Sheet.Name, "Лист") Тhеп

	Sheet.Name = ListName(arrayindex) arrayindex = arrayindex + 1

	End If

	Next Sheet

	




	Разрешаем обновление экрана

	

	Application.ScreenUpdating = Тгие

	

	Запоминаем имя созданной книги результатов

	

	Resu1tBook = ActiveWorkbook.Name 'Активизируем книгу с программой

	Тhis Workbook.Activate

	

	Выдаем результаты по листам

	

	For Each Sheet In ActiveWorkbook.Worksheets Select Case Sheet.Name

	Case ListName(l) Sheet.Activate СаН Text1lnput

	СаН Tabll_Write(FMAX10, FMAX40)

	'Case ListName(2)

	'Sheet.Activate

	'Сall Text2Input

	'СаН Tabl2 _ Write(Optimum_ Sk1adO, Optimum ]otrebitel())

	'Case ListName(4)

	'Sheet.Activate 'СаН Text4Input

	'СаН Tabl4_ Write(Optimum]owerFactoгyO)

	'ase ListNаmе(З)

	'Sheet.Activate

	'СаН ТехtЗlnрut

	End Select

	Next Sheet

	ActiveWorkbook.Save 'Сохранение рабочей книги

	'ActiveWorkbook.Close 'Закрытие книги

	'Wогkshееts(ListNаmе(З )).Activate

	'Очищаем StatusBar

	Application.StatusBar = False

	End Sub

	Sub Text1Input()

	Dim s, sl As String

	Dim Flag As Integer

	s= A1"

	sl = "L1"

	Range(s, sl).Select

	With Selection

	.HorizontalAlignment = xlCenter

	.VeгticalAlignment = xlCenter

	.WrapText = False

	.Orientation = О

	.Addlndent = False

	.ShrinkToFit = True

	.MergeCeHs = True

	End With

	With ActiveWorkbook.ActiveSheet

	.Range(s, s 1 ).Font.Size = 16

	.Range(s, sl).Font.Bold = True

	.Range(s, sl).Font.Name = "Times New Roman"

	End With

	s= "А2"

	sl = "L2"

	Range(s, s 1 ).SeIect

	With Selection

	.HorizontalAlignment = xlCenter

	.VerticalAlignment = xlCenter

	.WrapText = False

	.Orientation = О

	.Addlndent = False

	.shrinkToFit = True

	End With

	With ActiveWorkbook.ActiveSheet

	.Range(s, sl).Font.Size = 12

	.Range(s, s 1 ).Fопt.воld = True

	.Range(s, sl).Font.Name = "Times New Roman"

	End With

	Range("Al :Gl ").Select

	ActiveCell.FormulaRICl = "Результаты оптмизации "

	Range(" А2:А2 ").Select

	ActiveCell.FormulaRICl = "Вложения"

	Range("A2").Se1ect

	Columns(" A:A").EntireColumn .AutoFit

	Range("B2:B2").Select

	ActiveCell.FormulaRICl = "МАХ добычи"

	Range("B2").Select

	Columns("B:B ").Entil'eColumn.AutoFi t

	Range("C2 :С2 "). Select

	ActiveCell.FormulaRICl = "Затраты на единицу"

	Range("C2").Select

	Columns("C :C").EntireColumn .AutoFi t

	Range("D2:D2").Select ActiveCell.FormulaRICl = "Месторождения"

	Range("D2").Select Columns("D:D").EntireColumn.AutoFit

	Range("E2:E2").Select ActiveCell.FormulaRl Сl = "Инвестиции"

	Range("E2").Select Columns("E:E").EntireColumn.AutoFit

	Range("F2 :F2 ").Select ActiveCell.FormulaRlCl = "Добыча"

	Range("F2").Select

	Со lumns("F: F").EntireColumn .AutoFit

	Range("G2:G2").Select

	ActiveCell.FormulaRlCl = "Затраты на единицу"

	Range("G2").Select

	Columns("G:G").EntireCo lиmп .AutoFit

	Rапgе("Н2:Н2 "). Select

	ActiveCell.FormulaRICl =" ДАО

	Rапgе("Н2 ").Select

	Columns("H:H").EntireColumn.AutoFi t

	Range("12: 12"). Select

	ActiveCell.FormulaRICl =" ДАО

	Range("I2").Select

	Columns("I:I").EntireColumn.AutoFit

	Range("J2:J2"). Select ActiveCell.FormulaRICl = "Инвестиции"

	Range("J2").Select

	Columns(" J :J").EntireColumn .AutoFit

	Rапgе("К2:К2 "). Select

	ActiveCell.FormulaRICl = "Добыча"

	Rапgе("К2"),Sеlесt Columns("K:K").EntireColumn .AutoFi t

	Range("L2: L2 ").Select

	ActiveCell.FormulaRlCl = "Затраты на единицу"

	Range("L2").Select Columns("L:L").EntireColumn.AutoFit

	End Sub

	Sub Tabll_ Write(FMAXI0 As Махl, FMAX40 As Мах2)

	Dim i, ii,j,jj, Flag As Integer

	Dim RowIndex, Strlndex, Columnlndex As Integer Dim Sredstva As Double

	Dim DAOI0 As DAO_dob Dim DA020 As DAO_dob

	RowIndex = 2

	Рог i = LBound(FMAX4) То UBound(FMAX4)

	. = 1 'Нач. знач. количества имен ДАО

	ReDim DAOl(jj)

	ReDim DA02(jj)

	Sredstva = о 'Начальное значение фактического финансирования

	Columnlndex = 1 'Выход на начало новой старки

	Rowlndex = Rowlndex + 1 'Переход на следующую строку

	Strlndex = Rowlndex 'Индекс строки вывода группы данных по варианту инвестирования

	'Cel1s(RowIndex, Coltlmnlndex).Value = _

	, FMAX4(i).F _UNV * 100 'Вывод примерного объема инвестирования

	Columnlndex = ColUlrnlndex + 1 'Переход на следущий столбецв строке

	Cel1s(Rowlndex, Coltlmnlndex).Value = _

	FMAX4(i).FMAX 'Вывод максимальной добычи

	Columnlndex = СоlUПl1lпdех + 1 'Переход на следущий столбец в строке

	'Выдача всех месторождений и ДАО соответствующих данному mтимальному варианту

	For j = LBound(FMAX4(i).FNameMestor) То UBound(FMAX4(i).FNameMestor)

	lfFMAX4(i).FNameMestor(j) <> ""

	Тhеп Columnlndex = Columnlndex + 1 '

	Cel1s(Rowlndex, ColumnIndex).Value = FMAX4(j).NmМestor 'имя месторождения

	Columnlndex = Columnlndex + l' Переход на следущий столбец в строке

	Cells(Rowlndex, ColumnIndex).Value = FMAX4(j).Flnv 'фактическое финансирование месторождения

	Sredstva = Sredstva + FМAX4(j).Flnv 'фактический объем финансирования

	Columnlndex = Columnlndex + l' Переход на следущий столбец в строке

	Cells(Rowlndex, ColumnIndex).Value = FMAX4(j).FDob 'добыча на месторождении

	Columnlndex = Columnlndex + l' Стоимость на единицу добычи

	Cells(RowIndex, Columnlndex).Value = FMAX4(j).FInv / FMAX4(j).FDob

	Columnlndex = Columnlndex + l' Переход на следущий столбец в строке

	Cells(Rowlndex, ColumnIndex).Value = FMAX4(j).FNameDAO 'имя DAO входящего в оптимальные

	Ifjj = 1 Тhеп

	DA01(jj).Name = FMAX4(j).FNameDAO

	DAO 1 (jj).Invest = FMAX4(j).Flnv

	DAOl(jj).Dob = FMAX4(j).FDob

	End If

	Flag= О

	Ifjj> 1 Тhеп

	Flag= 1

	For ii = 1 То jj - 1

	IfDAOl(ii).Name = FMAX4(j).FNameDAO Then

	DAO 1 (ii).Invest = DAO 1 (ii).Invest + FMAX4(j).FInv

	DAO1 (ii).Dob = DAOl(ii).Dob + FMAX4(j).FDob

	Flag =0

	End If

	Next ii

	End If

	IfFlag = 1 Тhеп

	ReDim DA02(jj)

	For ii = 1 То jj - 1

	DA02(ii) = DAOl(ii)

	Next ii

	ReDim DAOl(jj)

	For ii = 1 То jj – 1

	DAOl (ii) = DA02(ii)

	Nextii

	DAOl(jj).Name = FMAX4(j).FNameDAO

	DAO 1 (jj).Invest = FMAX4(j).Flnv

	DAOl(jj).Dob = FMAX4(j).FDob

	jj=jj+l

	End If

	Ifjj = 1 Тhen

	jj=jj+1

	End If

	'Формат дробной части вывода

	Cells(Rowlndex, Colurnnlndex).NumberFormat = "0.00"

	Co\umnIndex = 3 'Выход на начало новой сторки

	Rowlndex = Rowlndex + 1 'Переход на следующую строку

	End If

	Nextj

	Rowlndex = Rоwlпdех + 1 'Переход на следующую строку

	Соlumпlпdех = I 'Выход на начало новой сторки

	Cells(Strlndex, Co\urnnIndex).Va\ue = Sredstva 'фактические затраты

	'Эффективность затрат

	Cells(StrIndex, Co\urnnlndex + 2).Уаlие = Sredstva/ FMAX4(i).FMAX

	Columnlndex = 9 'Выход на начало новой сторки

	Cells(StrIndex, Co\umnlndex).Value = "ДАО"

	Cells(StrIndex, Colurnnlndex + \).Value = "Инвестиции"

	Cells(Strlndex, Colurnnlndex + 2).Value = "Добыча"

	Cells(Strlndex, ColumnIndex + З).Vаluе = "Инвестиции/Добыча"

	Fог ii = 1 То jj - 1

	Cells(Strlndex + ii, Co\urnnlndex).Va\ue = DAO\(ii).Name

	Cells(StrIndex + ii, Colurnnlndex + 1).Уаlие = DAO\(ii).Invest

	Cells(Strlndex + ii, Columnlndex + 2).Уаlие = DAO\(ii).Dob

	Cells(Strlndex + ii, ColurnnIndex + З).Vаluе = DA01(ii).Invest / DA01(ii).Dob

	Next ii

	Columnlndex = 1 'Выход на начало новой сторки

	Next i

	Colurnnlndex = 1 'Выход на начало новой сторки

	Columns(2).EntireColumn.AutoFit 'Подстрой<а ширины столбца для текста

	End Sub

	'1)

	Sub OpenDataFileO 'Открытие файла с данными

	Dim Message, Filename As String

	Dim Response As Integer 'Фиксация ответа пользователя

	Dim Book As Workbook 'Ссылка на объект Workbook

	NewOpen: 'Открытие нужного файла

	Message = "Здравствуйте! Будете открывать файл с исходными данными?

	" Response = MsgBox(Message, уЬ У esNo, "Оптимизация ")

	If Response = vbYes Then

	'Открытие окна диалога открытия файла

	Application.Dialogs(xlDialog0pen ).Show

	, Визуальная оценка файла

	Message = "Визуально оцените это тот файл, что вы хотели?

	" Response = MsgBox(Message, vbYesNo, "Оптимизация ")

	IfResponse = vbYes Тhеп

	'Запоминание имени открытой книги

	DataBook = ActiveWorkbook.Name

	E\se

	'Закрываем открытую книгу

	ActiveWorkbook.C\ose SaveChanges:=False

	GoTo NewOpen 'Переход на Открытие нужного файла

	End If

	E\se

	Message = "Будете работать с открытой книгой Ехсеl с исходными данными? " Response = MsgBox(Message, vbOKCancel, "Оптимизация ")

	IfResponse = уЬОК Тhen

	'Проверка наличия этой книги среди открытых

	Fог Each Book In Workbooks

	IfBook.Name <> ТhisWorkbook.Name Тhen

	Message = BookName &" Это тот файл, что вы хотели? "

	Response = МsgВох(Меssаgе, vbYesNo, "Оптимизация ")

	If Response = уЬ У es Then

	, Визуальная оценка файла Book.Activate

	Message = Book.Name & " Визуально оцените это тот файл, чтовы хотели? "

	Response = MsgBox(Message, уЬ У esNo, "Оптимизация ")

	If Response = уЬ У es Тhеп

	'Запоминание имени открытой книги

	DataBook = Book.Name

	Exit For

	End If

	End If

	End If

	NextBook

	If DataBook = '''' Тhеп

	Message = "Файла нет среди открытых "_

	&" или он Вам не подходит. Будете снова открывать файл?"

	Response = MsgBox(Message, уЬ У esNo, "Оптимизация ")

	If Response = уЬ У es Then

	GoTo NewOpen 'Переход на Открытие нужного файла

	Else

	Exit Sub

	End If

	End If

	Else 'Отказались работать с открытой книгой

	Exit Sub

	End If

	End If

	End Sub

	'3)_____________________________

	_

	Sub GetDataO 'Ввод данных из файла с исходными данными

	Dim Sheet As Worksheet

	Dim п, пп, ппп As Integer 'рабочий индекс

	Dim InvestJow, Dob_row As Integer 'строки с иходными данными

	'число листов (ДАО) в книге данных

	N_DAO = Workbooks(DataBook).Worksheets.Count

	ReDim DAO(N_DAO) 'массив структур ДАО определили

	Row= 1

	

	n=О

	For Each Sheet In Workbooks(DataBook).Worksheets

	n=n+I

	'ввод имен ДАО

	DAO(n).NameDAO = Sheet.Name

	Invest_row = Workbooks(DataBook).Worksheets(DAO(I).NameDAO).CelIs(28, 2).Value

	ОоЬ Jow = Workbooks(DataBook).Worksheets(DAO(1 ).NameDAO).Cel1s(29, 2). Value

	'Для следующего листа все со второго столбца опять

	Column=2

	mn=О

	'Вычисление размерности по числу месторождений

	Dо While_

	Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).Cel1s(Row, Column).VaIue <> "" IfWorkbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).CelIs(Row, Column).Value <> _ Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).CelIs(Row, Column + 1 ).Value_ Тhеп

	mn=mn+l

	End If

	Column = Соlиmn + 1

	Loop

	'Определение размерности по числу месторождений

	ReDim DAO(n).Mestor(nn)

	ДОАо(n).коlМеslог = nn

	

	'Ввод имен месторождений и числа вариантов ивестир. и добычи

	Column=2

	nn=О

	nnn =0

	Do While_

	Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).CelIs(Row, Column).Value <> ""

	IfWorkbooks(OataBook).Worksheets(Sheet.Name).CelIs(Row, Column - 1).Value <> _

	Workbooks(OataBook). W orksheets(Sheet.Name ).CelIs(Row, Column). Value _

	Тhеn

	nn=nn + 1

	DAO(n).Mestor(nn). Name = Workbooks(DataBook). Worksheets(Sheet.Name ).CelIs(Row, Column). Value

	DАО(п).Меstог(пп).коlVагt = 1

	End If

	'Определение числа вариантов для месторождения

	If Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).Cells(Row, Column).Value = _ Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).Cells(Row, Соlиmn + l).Value_

	Тhen

	DАО(п).Меstог(пп).коlVагt = DАО(п).Меstor(пп).коlVаrt + 1

	End If

	Соlumn = Соlumn + 1

	Loop

	'Ввод вариантов инвестирования и добычи

	Соlumn=2

	nn= 1

	nnn = 1

	ReDim DAO(n ).Mestor( nn). Inv(DAO(n ).Mestor(nn ).Ко1Vart)

	ReDim DAO(n ).Mestor(nn ).Dob(DAO(n ).Mestor(nn ).Ко1V art)

	Do Whi!e_

	Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).Cells(Row, Со!иmn).Value <> ""

	DAO(n).Mestor(nn).Inv(nnn) = _

	Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).Cells(Invest_row,Соlumn).Value DAO(n).Mestor(nn).Dob(nnn) = _

	W orkbooks(DataBook). W orksheets(Sheet.Name). Cells(Dob Jow, Со! иmn ).Value

	'Определение числа вариантов для месторождения

	'!!!! Доработать строки - года для параметрического ввода

	If Workbooks(DataBook). Worksheets(Sheet.Name ).Cells(Row, Соlиmn).Value = _ Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).Cells(Row, Соlиmn + l).Value_

	Тhen

	nn = nnn + 1

	Else

	nnn= 1

	End If

	If Workbooks(DataBook). Worksheets(Sheet.Name ).Cells(Row, Со!иmn).Value <> _ Workbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).Cells(Row, Со!иmn + 1).Value

	Тhen

	IfWorkbooks(DataBook).Worksheets(Sheet.Name).Cells(Row, Со!иmn + 1).Уа!ие <> "" _ Тhen

	nn = nn + 1

	ReDim DAO(n ).Mestor(nn). Inv(DAO(n ).Mestor(nn ).КоlУ art)

	ReDim DAO(n ).Mestor(nn).Dob(DAO(n ).Mestor(nn). КоlУ art)

	End If

	End If

	Соlumn = Column + 1

	Loop

	Next Sheet

	'Считывание параметров расчета

	'Sredstva = Workbooks(DataBook).Worksheets(DAO(1 ).NameDAO).Cells(25, 2).Value

	'Delta = Workbooks(DataBook).Worksheets(DA0(1).NameDAO).Cells(26, 2).Value

	End Sub