CC BY
8
ТАРИФЫ, ИНВЕСТИЦИИ, ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ
Р. В. Орлов, докт.тех.н., директор Ассоциации «Развитие энергетики России»
Методические принципы формирования системы цен и тарифов на природный газ в
общей цепи газоснабжения
Общие положения
Методические основы существующей практики формирования системы тарифов на газ искажены сложившейся в последние годы ситуацией неплатежей в цепи: потребители газа - газораспределительные компании (облгазы и горгазы) - оптовый рынок газа. Кредиторская задолженность отдельных облгазов трансгазам доходит до 70%, одновременно дебиторская задолженность потребителей газа
газораспределительным компаниям колеблется от 30 до 60%.
В этих условиях газоснабжающим организациям приходится для компенсации своих издержек прибегать к самым различным мерам, нарушающим естественно складывающиеся рыночные отношения. К числу таких мер можно отнести компенсацию издержек газоснабжения путем завышения тарифов на оптовом рынке, что практически приводит к скрытому субсидированию наиболее злостных неплательщиков со стороны потребителей, соблюдающих финансовую дисциплину.
Использование достаточно искусственных способов обеспечения финансовой сбалансированности приводит к волюнтаризму в ценовой политике, стимулирует увеличение общей массы неплатежей, создает базу для роста коррумпированности в газоснабжении. Необходимо подчеркнуть, что 30-40% дебиторской задолженности газоснабжающим организациям обусловлены неплатежами бюджетных организаций -потребителей газа. В связи с этим, намечаемая нормализация структуры госбюджета при ликвидации задолженности государства бюджетным организациям должна привести к существенному снижению неплатежей в газоснабжении.
Таким образом, следует ожидать, что влияние основного фактора, искажающего экономически обоснованное формирование ценовой политики в газоснабжении -влияние высокого уровня неплатежей - в ближайшей перспективе будет ослаблено. Соответственно, особую актуальность на настоящем этапе приобретает совершенствование принципов формирования системы цен и тарифов на газ, отвечающих требованиям ценообразования в условиях нормализации хозяйственных отношений и соблюдения финансовой дисциплины.
Одним из основных недостатков существующей схемы ценообразования в газоснабжении является отсутствие надлежащего согласования между собой устанавливаемых цен оптовых и потребительских рынков, тарифов на сбытовые услуги, величин акцизных отчислений, и других параметров формирования
системы цен и тарифов на газ. Несогласованность важнейших параметров ценообразования приводит к дополнительному нарушению рационального хозяйственного взаимодействия в системе газоснабжения, способствует созданию конфликтных ситуаций в отношениях между поставщиками газа и его потребителями. В частности, следствием отсутствия надлежащего согласования основных параметров ценообразования явилось недопустимое занижение тарифов на сбытовые услуги, в результате чего резко замедлилось развитие газификации регионов. Основной целью настоящей статьи является обоснование принципов подхода к формированию системы цен и тарифов в газоснабжении, учитывающих часто противоречивые требования к организации рынка газа.
Обоснование рекомендуемых принципов проводится путем сопоставления преимуществ и недостатков нескольких вариантов ценообразования,
различающихся:
степенью соблюдения интересов сторон, участвующих на рынке газа (газоснабжающих организаций, потребителей газа, федеральных финансовых органов); степенью неопределенности учитываемых стоимостных параметров; влиянием ряда других факторов на организацию рынка.
В происходящих дискуссиях по методическим принципам формирования цен на оптовом рынке газа для условий, при которых в основном сохраняется существующая организационная структура РАО «Газпром», можно выделить следующие варианты формирования ценовой политики при различной ориентации регулирования цен:
Вариант I: ориентация на объективно необходимые уровни стоимости производства и магистрального транспортирования газа; теоретически вариант I отражает условия формирования "цен предложения". Вариант II: ориентация на уровни цен платежеспособного спроса. Этот вариант отражает формирование "цен спроса".
Вариант III: ориентация на цены конкурирующих видов энергоресурсов; этот вариант отражает условия конкуренции, возникающие на внутреннем рынке котельно-печного топлива.
Вариант IV: ориентация на цены мирового рынка; данный вариант отражает условия, диктуемые взаимосвязью внутреннего рынка газа и его экспортными поставками. При отсутствии развитого конкурентного рынка газа одной из центральных задач формирования ценовой политики является согласование цен спроса и предложения (поиск цен равновесия) в условиях
ТАРИФЫ, ИНВЕСТИЦИИ, ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ
взаимодеиствия внутреннего рынка энергоресурсов и их экспорта.
При формировании рассматриваемых вариантов ценообразования принят нами ряд допущений, упрощающих анализ, но не нарушающих общую логику сопоставления вариантов. Основные из принятых допущений следующие:
•формализованная постановка вариантов описывается усредненными стоимостными
показателями;
•экономические характеристики газоснабжения рассматриваются для трех условных зон: А - зона добычи газа (реальный аналог - зона СРТО); Б - зона реализации газа на внутреннем рынке (реальный аналог -Центральный регион России); В - зона реализации газа на мировом рынке (аналог - ФРГ).
При анализе формирования системы цен и тарифов на рынках газа в настоящей работе приняты следующие обозначения:
Цг 0 - цена газового топлива на оптовом рынке; Цг п - средняя цена на потребительских рынках региона; Цс У - средний тариф на сбытовые услуги в газораспределительных компаниях (сбытовая надбавка к оптовой цене газа);
Цр - средняя расчетная цена (тариф) производства газа (себестоимость плюс нормативные налоги, плюс нормативная величина остаточной прибыли); Та6 - удельная стоимость транспортирования из района добычи (зона А) в район реализации газа трансгазом (зона Б);
Тав и Тбв - удельные стоимости транспортирования в район реализации газа на мировом рынке (в зоне В), соответственно из зон А и Б; А - величина акцизных отчислений;
Цм - цена реализации экспортируемого газа на мировом рынке (в зоне В);
Цкт - цены ча конкурирующие с газом другие виды топлива.
Ниже приводится формализованная постановка рассматриваемых вариантов формирования системы цен и тарифов на газ.
Вариант I. Ориентация на стоимость производства и транспортирования газа.
формируется с учетом надбавки к оптовой цене (тарифа на сбытовые услуги - Цс у):
Цг.п. = Цг.о. + Ц(
'С.у.>
(2)
где Цс у должна устанавливаться как величина тарифа на сбытовые услуги, объективно отражающие необходимые издержки на эксплуатацию и модернизацию газораспределительных систем.
В выражениях (1) и (2) величины Цр,Таб и Цсу устанавливаются на основе учета удельных затрат в процессах производства (добычи) газа, его магистрального транспортирования и
газораспределения. Они также должны включать нормативные величины налогообложения и нормативные уровни остаточной прибыли. Значение акцизных отчислений (А) в оптовой цене газа определяются как единые по стране, исходя из требований формирования доходной части госбюджета и ограничиваются общим состоянием платежеспособного спроса на газ. Основными недостатками варианта I являются: п отсутствие четкого обоснования принимаемой величины акцизных отчислений при стремлении финансовых органов к их увеличению; п отсутствие надлежащей «прозрачности» определения реальных уровней Цр ,Таб и Цсу при явной заинтересованности газоснабжающих компаний в их завышении.
Вариант II. Ориентация на уровни цен, соответствующих платежеспособному спросу
Предложение ориентироваться при формировании системы цен и тарифов на их уровни, соответствующие платежеспособному спросу на потребительских региональных рынках газа, основывается на привлекательности исходить из социальных и производственных интересов потребителей. В этом случае основой ценообразования в газоснабжении является определение цены на потребительском рынке (Цг п ), а цена на оптовом рынке исчисляется как разность:
Вариант I является наиболее соответствующим действующей схеме ценообразования. При ориентации на стоимость производства и транспортирования газа по системе магистральных газопроводов уровни цен на оптовом рынке (Цго ) в конкретном регионе (зоне Б) должны устанавливаться с превышением расчетной цены реализации газа трансгазом на величину акциза А:
Цг.о.= Цг.п. "Ср.Цс.у.,
(3)
Цг.о. = Цр + Таб + А,
(1)
где Цр и Таб - должны отражать объективно обусловленные затраты добычи и транспортирования газа, нормативные налоговые отчисления и нормативные величины остаточной прибыли.
Величина цен на потребительских рынках (Цг п )
где Цс у устанавливается как средняя величина тарифа на сбытовые услуги, объективно отражающего необходимые издержки на эксплуатацию и модернизацию газораспределительных систем. В конкретном регионе (зона Б) формирование оптовой цены (Цг о ) должно устанавливаться с превышением расчетной цены реализации газа трансгазом на величину акциза А в соответствии с выражением (1). Установление уровня цены на потребительском рынке, исходя из платежеспособного спроса, однозначно обусловливает допустимый уровень акцизных отчислений. Из соотношений (1) и (3) следует:
(Цг.п. - Цс.у.) - (Цр + Таб)
(4)
ТАРИФЫ, ИНВЕСТИЦИИ, ЦЕНООБР.
j(Ukt х boi/bn + Д 3i)Q,
В отличие от варианта I, где акцизные отчисления не зависят от дальности транспортирования, в данном варианте, как это следует из соотношения (4), величина А уменьшается с ростом транспортных затрат (Таб). Главным недостатком рассматриваемого варианта II является существенная неопределенность уровня цен, соответствующих платежеспособному спросу. Монополизм газоснабжения не позволяет самому рынку выработать реальные цены равновесия между спросом и предложением. В то же время в существующих условиях слабая эластичность спроса по отношению к ценам на газ затрудняет изучение опыта реакции спроса на регулируемое формирование этих цен. Ориентировочно Цг п может определяться на основе анализа финансового состояния газо- и
энергопотребляющих производств и населения. В частности, может анализироваться отклонение от некоторых стандартов доли затрат на топливо- и энергопользование в структуре цен конечной продукции, а также семейном бюджете. Конструктивным подходом к изучению Цг п является анализ природы и причин неплатежей.
Вторым важным недостатком варианта II является высокая зависимость Цс у от конкретных условий регионального газоснабжения, ввиду чего определение тарифа на оптовом рынке, как разницы Цг 0 = Цг п - Цс , становится существенно нестабильным по газифицированным регионам.
Результаты исследований цен, соответствующих платежеспособному спросу, могут свидетельствовать о предельных, граничных характеристиках
ценообразования, но не служить жестким ориентиром для установления цен и тарифов на потребительском и оптовом рынках газового топлива.
Вариант III. Ориентация на цены конкурирующих видов топлива
Предложение ориентироваться при установлении системы цен и тарифов в газоснабжении на цены конкурирующих видов топлива обусловливаются следующим соображением. В отличие от явно выраженного монополизма в газоснабжении, поставки других видов топлива в значительно большей мере подчиняются законам конкурентных рыночных отношений. Это обстоятельство обусловливает более высокий уровень влияния объективных факторов на ценообразование по отношению к конкурирующим между собой видам топлива. Это, в свою очередь, является аргументом в пользу регулирования цен и тарифов на газ, ориентируясь на цены, устанавливающиеся на конкурентном рынке котельно-печного топлива (Цкт). В рассматриваемом варианте тарифы на потребительском рынке газа (Цгп ) должны устанавливаться, приближаясь к уровням, определяемым соотношениями, учитывающими различия в потребительских свойствах различных энергоносителей:
где bKT|/bri - соотношение объемов потребления газового и конкурирующего вида топлива, исчисленных в единицах условного топлива, на производство единицы конечной продукции (услуг) у i-ой категории потребителей;
ДЗ, - удельная величина дополнительных издержек (эффектов), связанных с замещением конкурирующего топлива на газ у i-ой категории потребителей; Q, - суммарный объем газа, который может быть использован у i-ой категории потребителей при замещении у них конкурирующих видов энергоносителей.
При установлении средних тарифов на потребительском рынке в соответствии с (5), тариф на оптовом рынке может быть определен путем вычитания из Цг п оплаты сбытовых услуг в соответствии с формулой (3). Оценка акцизных отчислений, как и в варианте II, должна выполняться в соответствии с выражением (4). Одной из проблем реализации рассматриваемого варианта III является выбор вида конкурирующего с газом топлива, которое должно быть широко распространено по территории России, достаточно универсально по возможности использования у потребителей, и цены которого должны характеризоваться относительной устойчивостью. Наиболее представительным в этом отношении является топочный мазут.
При выборе топочного мазута в качестве базового топлива, тарифы на потребительском рынке газа могут быть приближенно оценены на основе выражения (5), которое преобразуется в соотношение:
Цг.п. = (1,05+1,10) Ц,
мазут
(6)
Основной недостаток рассматриваемого варианта обусловлен слабой развитостью рынка котельно-печного топлива. В частности, изменяющиеся ограничения по пропускным способностям железнодорожного транспорта, нестабильность поставок сырой нефти и т.п. приводили к разбросу отпускных цен НПЗ на мазут, превышающему 60%. Такой разброс существенно снижает возможность объективной оценки цен на газ в соответствии с соотношениями (5) и (6). Указанный недостаток обусловил предложение осуществлять привязку формируемых цен на оптовом рынке газа к ценам нефти, отличающимся относительной устойчивостью. При этом величина Цмазут в выражениях (5) и (6) определяется не из конкретной нестабильной статистики цен на топочный мазут, а исходя из цен на нефть и усредненных тенденций формирования стоимостных характеристик производства
нефтепродуктов.
Вариант IV. Ориентация на цены мирового рынка
Предложение формировать систему цен и тарифов на
-зз-
ТАРИФЫ, ИНВЕСТИЦИИ, ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ
газовое топливо на внутренних рынках, исходя из цен на мировом рынке газа, обосновывается следующими положениями:
•своеобразной ролью экспорта, как замыкающего направления поставок газа после обеспечения спроса на внутреннем рынке;
•соблюдением требований для газоснабжающих компаний примерно равной эффективности экспортных поставок и реализации газа на внутреннем рынке;
•относительной стабильностью цен на европейских рынках газа;
• практической сопоставимостью цен мирового рынка с уровнем цен на внутреннем оптовом рынке газа при учете транспортных издержек, связанных с экспортными поставками.
Исходя из приведенных соображений, в рассматриваемом варианте IV предлагается устанавливать цену на внутреннем оптовом рынке (в зоне Б реализации газа) на основе соотношения:
Ur.o. = Цм-Тбв = (Цм-Тав)+Таб,
(7)
где Тдв - удельная стоимость доставки газа из зоны Б на экспорт в зону В. Одновременно тариф Цго должен удовлетворять соотношению (1).
Сопоставление соотношений (1) и (7), позволяет определить величину А в виде:
А=Цм-(Цп + Тав)
(8)
Предложенный подход к исчислению величины А дает возможность соблюдения единого подхода к установлению акциза как для поставок газа на внутренний рынок, так и на экспорт. Из сопоставления (1) и (8) следует:
Цг.о."(Цр +Таб) = Цм-(Цр + Тав),
(9)
В выражении (9) - левая часть равенства представляет величину акциза, отчисляемого при поставках на внутренний рынок, а правая - при экспорте. В рассматриваемом варианте IV тариф на потребительском рынке газа (Цгп ) исчисляется для каждого района в соответствии с формулой N22. Основной недостаток варианта IV - зависимость установления Цг 0 и А от неопределенностей, связанных с результатами межгосударственных соглашений по оплате транзитных поставок газа через территории Украины, Словакии и других стран.
Необходимо также подчеркнуть, что повышение стоимости транзита газа свыше определенного уровня приводит к необоснованному занижению уровня Цг 0 и сокращению акцизных отчислений ниже существующего уровня. Это обстоятельство будет вызывать негативную реакцию Министерства финансов.
Предстваляется, что при высокой стоимости межгосударственного транзита газа, проведение расчетов по варианту Остановится неконструктивным. В этом случае в регулировании экспорта начинают доминировать не экономические, а политические
критерии и соображения.
Недостатком варианта IV является также отсутствие непосредственной чувствительности расчетов по его схеме к платежеспособному спросу.
Выводы и рекомендации
Сопоставление рассмотренных вариантов позволяет сделать следующие заключения:
1) Нормализация экономических отношений на рынках газового топлива требует совершенствования методических основ формирования системы цен и тарифов на газ, предполагающего в первую очередь согласования в устанавливаемых уровней основных параметров ценообразования: цен на оптовых и потребительских рынках, тарифов на сбытовые услуги, величины акцизных отчислений.
2) Рассматриваемые варианты ценообразования различаются степенью соблюдения интересов участников рыночных отношений (поставщиков и потребителей газа, государственных финансовых органов) и степенью учета взаимодействия оптового и розничного рынков, взаимодействия с общим рынком котельно-печного топлива, взаимовлияния внутреннего и мирового рынков газа. Предпочтительность выбора рассматриваемых вариантов определяется следующими их основными характеристиками:
Вариант I - наиболее последовательно соответствует интересам газоснабжающих организаций, отражая формирование цен "предложения". Вариант II - наиболее предпочтителен с точки зрения соблюдения интересов потребителей, так как он ориентирован на ценообразование, соответствующее потребительскому спросу;
Вариант III - представляется прогрессивным с точки зрения регулирования структуры используемых энергоносителей;
Вариант IV - наиболее предпочтителен по степени стабильности определения цен на оптовом рынке газа, а также по согласованности регулирования цен при поставках на внутренний рынок и на экспорт.
3)Как следует из выражений (1) и (7), в случае принятия в качестве основы ценообразования вариантов I или IV уровень цен на оптовом рынке должен увеличиваться по мере удаления района реализации газа (зоны Б) от районов его добычи, в связи с ростом Та6 В то же время в этих вариантах величина акцизных отчислений должна устанавливаться единой по территории страны. С точки зрения потребителей, варианты I и IV предпочтительны для тех из них, которые расположены вблизи районов добычи газа, и будут вызывать возражения у удаленных потребителей, ввиду возрастания Цго при росте транспортных издержек
(Таб).
В случае же принятия за основу ценообразования вариантов II или III то, как следует из (3), напротив, цена на оптовом рынке (Цг 0 ) формируется независимо от издержек транспортирования по территории России. В то же время акцизные отчисления (в отличие от вариантов I и IV) должны устанавливаться, сокращаясь по мере удаления от районов добычи газа в соответсствии с
ростом затрат Таб В вариантах II и III предлагаемая схема акцизных отчислений приближается по своему смыслу к изъятию специального налога, дифференцированного в соответствии с дополнительной прибылью (сверхприбылью), величина которой зависит от издержек, связанных с дальностью транспортирования газа.
4) При росте выше определенного предела формирование системы тарифов по схеме варианта IV или его модификаций - нецелесообразно, ввиду недостаточной обоснованности занижения уровней цен на оптовом рынке и соответствующего занижения оценки акцизных отчислений.
5) Одним из наиболее важных аспектов ценовой политики является выбор альтернативы формирования цен оптового рынка газа либо с неизменными по территории страны их уровнями, либо меняющимися в зависимости от дальности транспортирования. Этот выбор и, соответственно, определение предпочтительности среди рассматриваемых вариантов I - IV обусловливает важнейшие общеэкономические и социальные последствия.
Формирование оптовых цен в соответствии с изменяющимися издержками транспортирования обеспечивает объективность экономического подхода к разработке стратегии размещения потребителей газового топлива. Требования единства цен по территории, как правило, выдвигаются для создания равных условий в текущем энергопользовании. В связи с указанными обстоятельствами, выбор приоритетного подхода по отношению к учету транспортного фактора требует решения, в значительной мере выходящего за рамки традиционных экономических оценок.
6) В силу различий в достоинствах каждого из рассматриваемых вариантов и свойственных им определенных недостатков, а также вследствие принципиального различия в требованиях к ценообразованию основных заинтересованных сторон, формирование системы цен и тарифов на газ целесообразно проводить, используя комплекс методик, основы которых изложены при описании вариантов I - IV. Лишь такой подход позволит найти компромисс, учитывающий различие в требованиях газоснабжающих
ТАРИФЫ, ИНВЕСТИЦИИ, ЦЕНООБРАЗОВАНИ
организаций, потребителей газа и федеральных финансовых органов, а также выявить взаимодействие различных рынков газа и других энергоносителей. Необходимо учесть, что область компромисса определения уровней цен на газ должна быть ограничена: снизу - стоимостными показателями добычи, транспортирования и распределения газового топлива; верхняя граница определяется ценами, соответствующими платежеспособному спросу. При этом главным регулятором в формировании цен выступает величина акцизных отчислений. Таким образом, представляется невозможным рекомендовать жесткую нормативную схему установления системы цен и тарифов на рынках газового топлива. Использование рассмотренных методических подходов создает поле ориентиров, ограничивающих ценообразование. Принятие окончательного решения предполагает неформальное определение ценовой политики при поиске компромисса между противоречивыми требованиями, отраженными в рассмотренных вариантах. Алгоритм определения цен на рынках газа с учетом основных ограничивающих условий приведен на рис.1
7) Основными проблемами, связанными с уточнением ориентиров при формировании системы цен и тарифов являются:,
•обеспечение информационной прозрачности определения Цр, Таб и Цс у с их дифференциацией по территории;
•уточнение уровней потребительских цен (Цгп), соответствующих платежеспособному спросу для различных категорий потребителей в условиях развития рыночных отношений в газоснабжении;
уточнение прогноза изменения цен на конкурирующие виды энергоносителей (Цкт);
•стабилизация оценки уровней оплаты межгосударственного транзита экспортных поставок газа (Тбв);
•установление рациональной величины акцизных отчислений (min А) с учетом взаимовлияния всех параметров формирования системы цен и тарифов на газ.
-35-
ТАРИФЫ, ИНВЕСТИЦИИ, ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ
Рис. 1. Принципиальная схема определения уровней цен на оптовом рынке газа с учетом основных ограничивающих условий
Ф0РЭ1
К рубрике «ФОРЭМ»
Практически ни одно издание по электроэнергетике, за исключением «Вестника ФЭК», не поднимало проблем становления и обеспечения функционирования ФОРЭМ, так в №3 были опубликованы статьи В.И. Эдельмана о нормативно-правовом регулировании энергетики в РФ с учетом определяющего фактора ФОРЭМ и В.Б. Мохова и Н.М. Пузыревой о функционировании ФОРЭМ в 1998 г.
В.П. Сердюков и Л.Д. Хабачев обсудили проблему совершенствования отношений электроэнергетики в Ленинградской области по линии ФОРЭМ - Регион (№5).
Е.В. Гурнина и В.Г. Журавлев рассмотрели общие вопросы организации эффективного рынка электроэнергии в России как системного образования (№6).
Б.И. Аюев, П.М. Ерохин и В.А. Макеечев определили статус ФОРЭМ как инструмента снижения расходов Федерального бюджета (№7-8), а В.А. Макеечев и H.H. Старостенко обсудили важные аспекты становления оптового рынка
электроэнергии (мощности) в 1998 г. (№9-10)
В №5 Н.Д. Бойко и A.A. Арефьев предложили оригинальный метод пропорционального распределения денежных средств на ФОРЭМ между генераторами электрической энергии, здесь же В.П. Грицына обсудил вопрос организации работы предприятий на региональных оптовых рынках, а В.Б. Мохов и Н.М. Пузырева -задачи регулирования тарифов поставщиков на ФОРЭМ в 1999 г. (№7-8).
В №9 В.Ю. Кузнецов, В.И. Эдельман, Е.Р, Говсиевич, Р.Е Алешинский дали описание энергоугольных компаний как нового субъекта ФОРЭМ.
Все указанные материалы указывают на тот факт, что ФОРЭМ становится важным инструментом развития рыночных отношений в электроэнергетике. Проблемы совершенствования указанного инструмента будут обсуждаться в дальнейших номерах журнала.
По данной теме за два года выхода журнала в свет, было опубликовано 12 материалов.
Вестник ФЭК России
— --
РЕГИОНАЛЬНЫЙ ОПЫТ
К рубрике «Региональный опыт»
Цели регулирования недостижимы без проведения соответствующей политики на местах. Ее освещению и посвящена рубрика журнала, в рамках которой были опубликованы 22 статьи в 1998 году и 19 в 1999 году (всего 41). Данная задача, в частности, была решена в №5 за 1998, полностью посвященного региональной проблематике.
Если рассматривать материалы рубрики «Опыт регионов» по представленности регионов, то окажется что небольшая часть материалов касается проблематики во всех регионах, несколько - группы краев и областей, а наибольшее число - отдельных регионов.
В первую группу входят типовые документы и соответствующие материалы для всех РЭК (Примерное положение о РЭК субъекта РФ N99-10, 1998; см. также №3, №4, №5, №9-10 1998, №2,№3 1999; сюда же можно отнести и материалы о МАРЭК в №4 и №6 за 1999) - всего 9 статей и материалов.
Интересны статьи и материалы по группе регионов: к их числу можно отнести статью А.Ф. Морозова об освоении ресурсов Нижнего Приангарья (№1, 1998), статья специалистов из г.Костромы и г.Иваново В.В. Великороссова и В.И. Колибабы касающихся общих проблем создания региональных энергетических компаний как способ повышения функционирования электроэнергетики (№9,1999); статья Л.Б. Меламеда, Н.Ф. Панкстьянова, А.И. Архангельской, В.Г. Черкасова, Е.И. Шарова о формировании механизма прямых поставок электроэнергии на территории областей входящих в Ассоциацию «Черноземье» (№7-8).
Даже самый беглый взгляд на карту показывает, что очень мало пишут в журнал специалисты Северо-Запада (хотя авторы из Санкт-Петербурга опубликовали свои работы в других рубриках журнала), всего юга России (хотя здесь приятным исключением является представитель республики Северная Осетия-Алания, генерирующий новые идеи), Дальнего Востока и Урала (кроме
Челябинской области).
Это тем более удивительно, что число подписчиков по всем регионам распространенно достаточно равномерно. «Вестник» оказывал и будет оказывать методическую и всякую иную помощь авторам из регионов с тем, чтобы из их публикаций складывалась картина единого информационного пространства.
Что касается материала полученных из регионов, то они распределялись следующим образом: Красноярский край - №3,№4,№5 1998; Москва и Московская область №4, №7-8; Тюменская область №5, 1998, N96,1999; Новосибирская область №11-12, 1998, №1, 1999; Республика Саха (Якутия) №9,1999; Саратовская область №2,5 1998; Нижегородская область №6,1998; Оренбургская область №7-8,1998; Белгородская область №7-8,1998; Приморский край №7-8,1998; Астраханская область №6,1999; Тверская область №1,1999; Челябинская область №7-8, 1998; Всего - 24 материала.
Что касается общей тематики, то большая часть статей посвящена особенностям потребления электроэнергии в Регионах, а также вопросам становления региональных энергокомплексов (в Красноярском крае №№4,5,1998; Тюменской области №6,1999; Республики Саха (Якутия) N29,1999 и др.), функционирования газораспределительных систем (№7-8, 1998, №6, 1999)
Поднимались вопросы правового, финансового и методического обеспечения деятельности РЭК в регионах №3,6,9-10 1998, №1,3 1999); обсуждалась практика энергосбережения и стимулирования роста объемов промышленного производства (№7-8, 11-12 1998, №4 1999). Всего 8 материалов.
В целом эта рубрика - одно из достижений немногочисленного коллектива редакции «Вестника ФЭК России» и работа в данном направлении будет продолжена.
РЕГИОНАЛЬНЫЙ ОПЫТ
Рисунок. Схема движения коксующихся углей к основным производителям кокса, (млн. т/ год)
1
и экология
К рубрике «Социально - экологические аспекты регулирования»
Значимость социальных и экологических аспектов политики регулирования была подчеркнута уже в первом (ноябрь 1997) номере «Вестника ФЭК России», где в статье Ю.В. Сахарнова и А.Н. Данилина подчеркивалась необходимость именно социально приемлемой тарифной политики.
В целом этой теме в 1998 г. было посвящено 11, а в 1999 г. только 5 статей (всего 16).
Это явное упущение редакции журнала, если исходить из того, что тарифная политика и другие способы регулирования должны исходить из «презумпции прозрачности» Ведь нет такой другой отрасли, которая столь бы непосредственно затрагивала интересы абсолютно всех граждан -производителей и потребителей. Ясно, что в 1998 г. многие материалы рубрики носили поисковый характер, отчеты о заседаниях Консультативного совета потребителей ТЭР при ФЭК России (№5,6), о различных психологических аспектах процесса регулирования (№№1, 9-10). Описана деятельность пионера нефтепромыслов в России A.B. Кокарева (№2). Широкий интерес вызвали статьи по экологической проблематике: о бесконтактной диагностике состояния грунтов под нефтепроводами и нефтерезервуарами (№2) и об экономической концепции транспорта нефти в целом (там же)
Но ее резкое уменьшение вряд ли правильно, и редакция будет усиливать работу в данном русле. Из публикаций 1998 г. можно отметить материалы по правовым вопросам (информацию о юридическом отделе ФЭК России, №2, отчет с семинара о нормативно-правовых отношениях предприятий и энергоснабжающих организаций, №11-12);
В 1999 г. в «Вестнике ФЭК России» был опубликован материал о социальной защите населения при пересмотре цен на электроэнергию (№6). Психологическую тематику продолжила статья Г.Е. Журавлева, Ю.Н. Вавилова, Б.А. Сакова о системно психологических аспектах кадровой службы в энергетике (N27-8 1999). В целом рубрика сдала свои позиции, которые необходимо вернуть в 2000 году с учетом того, что журнал становится независимым информационно-аналитическим изданием.
Публикуя статью Ю.Ю. Кузнецова о лоббизме (№6, 1998) - одну из первых конструктивно ориентированных работ по данной теме в отечественной печати - редакция надеется, что содержащийся в ней призыв сделать «тайное» -«явным» будет учитываться в ходе обеспечения прозрачности решений регулирующих органов в сфере деятельности естественных монополий топливно-энергетического комплекса.
СОЦИУМ и экология
Ресурсы нефти и газа государств Каспийского региона по оценке Энергетического Информационного Управления США
Единицы Доказанные Возможные Итого Доказанные Возможные Итого Доказанные Возможные Итого
измерения запасы ресурсы запасы ресурсы запасы ресурсы
АЗЕРБАЙДЖАН
Млрдбарр. 3,6-11,0 27 31-38
Трлн. куб.фут. 11 35 46
Млрд т.у.т. 0,7-2,2 5,4 6,1-7,6 0,4 1,3 1,7 1,1-2,6 6,7 7,8-9,3
ИРАН*
Млрд барр. 0 12 12
Трлн, куб.фут. 0 11 11
Млрд т.у.т. 0 2.4 2.4 0 0.4 0.4 0 2.8 2.8
КАЗАХСТАН
Млрдбарр. 10,0-16,0 85 95-101
Трлн. куб.фут. 53-83 88 141-171
Млрд т.у.т. 2,0-3,2 17 19,0-20,2 2,0-3,1 3,3 5,3-6,4 4,0-6,3 20,3 24,3-26,6
РОССИЯ*
Млрдбарр. 0,2 5 5
Трлн. куб.фут. - - -
Млрдт.у.т. 0,04 1,0 1,0 - - - - - -
ТУРКМЕНИСТАН
Млрд барр. 1,4-1,5 32 34
Трлн. куб.фут. 98-155 159 237-314
Млрдт.у.т. 0,3-0,3 6,4 6,7 3,7-5,8 5,9 9,6-11,7 4,0-6,1 12,3 16,6-18,4
ВСЕГО СТРАНЫ П РИКАСПИЙ СКОГО РЕГ ИОНА
Млрд барр. 15,2-28,7 161 176,2-189,7
Трлн. куб.фу г - - - - - -
Млрдт.у.т. 3,0-5,7 32,2 35,2-37,9 - - - - - -
ВСЕГО СТРАНЫ ПРИКАСПИЙ СКОГО РЕГ ИОНА (включая Россию]
Млрд барр. 15,0-28,5 156 171-184,5 162-249 293 455-542 177-278 449 626-727
Трлн. куб.фут
Млрдт.у.т. 3,0-5,7 31,2 34,2-36,9 6,1-9,3 10,9 17,0-20,2 9,1-15,0 42,1 51,2-57,1
' Учтены только прикаспийские территории
