Лекция 4 Регулирование в производственностоимостной цепи тарифы

Лекция № 4. Регулирование в производственностоимостной цепи: тарифы на транспортировку газа Москва, октябрь 2014 года

Источники DNV KEMA “Study on LT-ST Markets in Gas https: //ec. europa. eu/energy/sites/ener/files/documents/lt-st_final_report_06092013 final. pdf 1) 2) 3) 4) США - Абдухакимов Австралия - Нурашов Китай – Чжан Яхуэй Япония - Аушева DNV KEMA “Country factsheets” https: //ec. europa. eu/energy/sites/ener/files/documents/201307 -entry-exit-regimes-in-gas-parta-appendix. pdf 5) Австрия - Куджба 6) Бельгия - Безрукова 7) Франция - Ашихмина 8) Германия - Адекова 9) Венгрия - Бабаев 10) Ирландия - Шишов 11) Италия - Исаева 12) Нидерланды - Мамукова 13) Польша - Хачатрян 14) Испания - Ахмедли 15) Великобритания- Карчебная 16) Румыния 17) Чехия/Словакия - Лайпанова Запасные: 18) Балтия (Эстония/Латвия/Литва) 19) Дания - Семенов 20) Финляндия - Мацкевич 21) Болгария/Румыния 22) Греция - Дзейгова 23) Индия 2

Анализ национальных рынков газа 5 ключевых аспектов: Структура рынка и трейдинг – краткая характеристика, Фундаментальные показатели (добыча, потребление, экспорт/импорт) Газотранспортная система: ключевые характеристики, протяженность, мощность, в т. ч. по экспорту/импорту, ПХГ, ГТО, ГРО Распределение и доступ к газотранспортным мощностям – раздельное использование мощностей в пункте входа и пункте выхода (система Entry-Exit); правила и требования по доступу к ГТС и рынку, контрактные отношения и их участники Система тарифообразования на услуги по транспорту (использования мощности) - структура и расчет тарифа, аллокация затрат Балансировка ГТС – правила устранения небалансов, режимы балансировки (почасовой, ежесуточный, еженедельный), балансирующие зоны 3

Содержание § Общие принципы § Системы установления тарифа § Структура тарифов и затрат § Расчет тарифов § Возможные направления совершенствования системы тарифного регулирования

Принципы государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке ФЗ «О газоснабжении» : ценовое (тарифное) регулирование исходит из следующих принципов: • возмещения организациям, осуществляющим регулируемые виды деятельности, экономически обоснованных затрат, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой, хранением, распределением и поставкой (реализацией) газа (при регулировании оптовых цен), а также возмещения экономически обоснованных затрат, связанных с транспортировкой и распределением газа (при регулировании тарифов); • установления для организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, обоснованной нормы прибыли на капитал, используемый в регулируемых видах деятельности (до разработки методики определения размера основных средств, иных материальных и финансовых активов, используемых в регулируемых видах деятельности, учитывается размер прибыли, необходимой для обеспечения указанных организаций средствами на обслуживание привлеченного капитала, развитие производства и финансирование других обоснованных расходов); • удовлетворения платежеспособного спроса на газ, достижения баланса экономических интересов покупателей и поставщиков газа; • учета в структуре регулируемых цен (тарифов) всех налогов и иных обязательных платежей в соответствии с законодательством РФ; • учета разницы в стоимости услуг по транспортировке и поставкам (реализации) газа различным группам потребителей и в различные районы; • недопущения ограничения внутриотраслевой (в сфере поставок газа) и межотраслевой (между замещающими видами топлива) конкуренции

Газотранспортная система РФ Единая система газоснабжения России сегодня включает: • более 156 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, из которых большинство приходится на газопроводы большого диаметра (1020 -1420 мм); • 270 компрессорных станций • 25 объектов ПХГ суммарной активной мощностью 76 млрд. куб. м, • 179 Газораспределительных организаций (ГРО) • 485 тыс. км газораспределительных сетей

Газотранспортная система Великобритании NATIONAL TRANSMISSION SYSTEM сегодня включает: • более 7, 6 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, из которых большинство приходится на газопроводы диаметра (800 - 900 мм); • 23 компрессорных станций • ПХГ суммарной активной мощностью 4, 3 млрд. куб. м, планы по сооружению нескольких ПХГ на 19 млрд. куб. м • 8 Газораспределительных организаций (ГРО) + многочисленные малые ГРО – для новых объектов газопотребления • 4 терминала СПГ

Газотранспортная система США • 210 газотранспортных организаций, эксплуатирующих более 480 тыс. км магистральных газопроводов диаметром от 20 до 42 дюймов) • ок. 500 компрессорных станций • ок. 400 ПХГ суммарной активной мощностью 4, 3 млрд. куб. м, • свыше 1000 ГРО, эксплуатирующих более 800 тыс. км распределительных сетей • 8 приемных терминалов СПГ • 1 экспортный терминал СПГ + несколько в процессе строительства, согласования

Тарифное регулирование в газовой отрасли Два основных риска: Низкий тариф – отсутствие инвестиций – угроза долгосрочному развитию отрасли Ø Высокий тариф – барьер на входе в рынок - ограниченная конкуренция Тарифы должны удовлетворять следующим условиям: Быть экономически эффективными - покрывать издержки и обеспечивать норму прибыли q Единая тарифная схема должна применяться ко всем пользователям транспортной услуги q Приемлемость для потребителей: понятные вид и структура тарифа q Экономичность применения

Две задачи Регулятора § Определить объем дохода (необходимой выручки) собственника / оператора газотранспортной системы § Распределить затраты субъекта регулирования между пользователями системы

Определение объема дохода Норма доходности Rate-on-Return (затраты плюс и др. ) Объем выручки в диапазоне: минимальный приемлемый уровень инвестора vs. Максимальный уровень, который готовы заплатить пользователи для Метод пределов (цен - Price Cap, либо доходности - Revenue cap) Объем выручки устанавливается не от фактических, а от «эффективных» затрат / «эффективной» доходности RPI-X регулирование Максимальный доход индексируется к потребительской инфляции за вычетом корректировочного фактора «Ярдстик-конкуренция» Регулирование на основе среднеотраслевых издержек Разделение прибылей Установление целевого размера дохода с последующим разделом излишка (например, в будущем периоде)

Распределение затрат среди пользователей: основные системы установления тарифов Дистанционный, зависит от расстояния ( «distance-related» ) • Большая зависимость от неоднозначного маршрута. • Отсутствие инвестиционных стимулов A 500 км Тариф: 1 USD/1000 м 3/100 км Стоимость транспорта А→Б=2 х. Г→В 250 км Б Г В A «Почтовая марка» ( «postage stamp» ) Значительное перекрестное субсидирование USD/1000 м 3 Тариф: 5 Стоимость транспорта А→Б= Г→В 500 км 250 км Б Г В «Зональный» ( «Zonal» ) «Вход – выход» ( «Entry - Exit» ) Громоздкие расчеты • Две зоны: [1] и [2] • Между парами зон и в пределах одной зоны – свой тариф Стоимость транспорта А → Б может быть больше или меньше, чем Г → В A 500 км Зона 2 Вход: 5 $/1000 m 3 Стоимость транспорта А → Б может быть меньше, чем Г → В Зона 1 250 км Б Г В A Выход 3 $/1000 m 3 500 км Вход: 10 $/1000 m 3 250 км В Б Г Выход 15 $/1000 m 3

Великобритания: NBP – газовый хаб Электростанции и Интерконнекторы National Balancing Point ГРО ГРО Население Промышленность Точки входа Точки выхода Спотовый Торговля мощностями трейдинг 13

Великобритания: тарифообразование и распределения мощности «Вход» / Выход» Уровень ГТО Пункт «Входа» Внешний (граница) Виртуальный центр торговли Пункт «Выхода» Внешний (граница) Добыча ПХГ Потребитель Пункт «Выхода» ПХГ внутренний Уровень ГРО СПГ Пункт «Входа» внутренний Entry Exit - Пункт «Входа» , где контрактуется мощность и взимается тариф за «вход» - Пункт «Выхода» , где контрактуется мощность и взимается тариф за «выход»

Проблемы внедрения модели «Вход» / Выход» в странах ЕС Пункт «Входа» , где нет раздельного контрактования мощности Пункт «Выхода» , где нет раздельного контрактования мощности - Локальные ограничения, например, требование маршрутной транспортировки - Локальные ограничения свободы доступа, например, наличие только прерываемой транспортировки - Необходимость получения отдельного доступа, например, на транспорт по газораспределительным сетям - Направления поставки, находящиеся вне зоны коммерческой балансировки (либо отдельные зоны балансировки)

Германия: мультизоновая структура «Связанное» (Bundled) бронирование мощности в точках «выхода» и «входа» - целевое положение Сетевых кодексов «аллокации мощностей» и «управления переполненностью системы»

Ключевые требования контрактов на транспортировку газа (Игроки) (Ключевые пункты контрактов) Лицензии Балансировка Контракт на транспорт газа Газотранспортная мощность Другое Торговля через VP Распределение Трейдер Шиппер Поставщик BRP Стороны соглашения Национальный регулятор ГТО Сторона, ответственная за балансировку ГТО Виртуальный центр Например, GEGH ГРО

“Ship-or-Pay” ( «транспортируй или плати» ) В основе - принцип заказанной мощности: оплата независимо от прокачки Год 0 Q Год 1 Год 2 Год 3 10 млн. куб. м/ч (~100 млрд. куб. м/год) контрактный объем 5 млн. куб. м /ч Законтрактованная мощность Штрафы Макс. Сред. Мин. • • • Shipper законтрактовал на 3 года транспорт 5 млн. куб. м в час, т. е. купил трубопроводную мощность. Shipper обязан при любых условиях подавать этот газ в систему, иначе – финансовые последствия Тариф - многоставочный: мощность в пределах контрактного минимума и максимума - плата за мощность ~ 70 -80 % от тарифа получил услугу по транспорту – плата за перемещение (прокачанный объем х ставка на перемещение х расстояние + иногда топливный газ) Почасовые (или ежесуточные) объемы 18

Пример тарификации услуг по транспорту газа Transco Pipeline (США) q Непрерываемая транспортировка • Маршрутная «Fully telescoped service • Зональная «Point-to-point» Тариф = Бронь +Товар (Demand&Commodity) Бронь = V x Ст. брони x дневная мощность Товар = V x Ст. за перемещение x S q Прерываемая транспортировка Тариф= Товар (Commodity) Товар = V x Ст. за перемещение x S q Агрегированная транспортировка позволяет Шипперам агрегировать в одной точке газ из нескольких точек поставки, прокачать его, а затем дезагрегировать по нескольким точкам доставки. q Хранение • Тарифы устанавливаются Федеральной энергетической регуляторной комиссией • Оплата брони – независимо от транспорта (аналог Transport-Or-Pay) § Связанное (с транспортировкой) § Несвязанное (с транспортировкой) Тариф - за закачку // за отбор q Балансировка q Хранение в трубе q Заем 19

Пример контракта на газотранспорт австрийской компании Trans Austria Gas (TAG) • С момента начала транспортировки и в течение срока его действия shipper ежемесячно выплачивает ГТО, независимо от объема транспорта, фиксированную плату за мощность и плату на перемещение фактического объема • Топливный газ, потери в системе, наполнение трубы – включаются в тариф • Диапазон неравномерности подачи газа на вход/выход: +/- 2% • Дифференцированные штрафы за дисбаланс: при отклонениях, превышающих +/- 5%, и выше • Дополнительный штраф за перепады давления на входе 20

Расчет тарифов в Великобритании и Австрии ХАРАКТЕРИСТИКИ И СТРУКТУРА ТАРИФА ВЕЛИКОБРИТАНИЯ LRMC – установление тарифов на уровне долгосрочных предельных издержек АВСТРИЯ

Государственное регулирование тарифов осуществляется Непосредственное регулирование осуществляет специальный федеральный орган, в настоящее время - Федеральная антимонопольная служба (ФАС). (ФСТ РФ присоединена к ФАС в 2015 г. ) • Тарифная выручка должна покрывать обоснованные текущие и капитальные затраты и налоги (принцип «затраты плюс» ), либо обеспечивать окупаемость инвестиционного проекта в течение согласованного ФСТ срока (принцип «возврата вложенного капитала» ) • По регулируемым видам деятельности должен вестись раздельный учет затрат • Фиксированные тарифы или их предельных уровни устанавливаются на основании методических указаний, утверждаемых ФСТ России (Методика 2005 г. для магистрального газотранспорта; Методические указания 2003 г. для ГРС) • Тарифы на услуги по транспортировке газа по сетям ГРО могут дифференцироваться по группам потребителей с учетом присоединения последних к сетям различного давления, режимов отбора газа, объемов потребления и других факторов

Основные методы тарифного регулирования в РФ Модель регулирования Совершенствование моделей регулирования Описание Регулятор проверяет и одобряет смету затрат и определяет норму прибыли ГТО Совершенствуется тарифное регулирование путём внедрения рыночных принципов цено- и тарифообразования Затраты плюс Затраты ГТО Возврат на инвестиции Сумма активов ГТО Прибыль (уст. Выручка ГТО Регулятор) Регулятор уст. долгосрочный % возврата на капитал, кот. умножается на сумму активов, рассчитанную по методике % ROI = Прибыль Методика расчета суммы активов субъекта регулирования (предусматривалась ПП РФ 1021) не принята Определение норматива на возврат вложенного капитала – введено Новой Методикой расчета тарифов для магистральных газопроводов (2005 г. ), но пока не применялось. Проблема: отсутствие Методики расчета суммы активов. Применение этого метода открывает путь долгосрочному тарифному планированию

Материалы, предоставляемые для рассмотрения ФСТ вопросов об установлении тарифов Зона входа в систему МГП: - совокупность точек подключения к МГП подводящих газопроводов, по которым осуществляется подача газа от месторождений, газоперерабатывающих заводов, ПХГ; – совокупность точек пересечения границы РФ магистральными газопроводами (для случаев транспортировки газа для его последующей поставки российским потребителям из ПХГ, находящихся за пределами территории РФ). При объединении точек подключения в зоны входа: - оптимальное расстояние между крайними точками входа - не более 100 км. ; - к одной зоне входа могут быть отнесены участки нескольких МГП, находящихся в одном коридоре; - зоны входа устанавливаются с учетом границ отдельных газотранспортных предприятий, входящих в группу компаний организации-собственника системы газоснабжения, и субъектов РФ. Под зоной выхода рассматривается: - совокупность точек выхода из МГП в границах субъекта РФ (в рамках субъектов РФ, протяженность транспортировки газа по территории которых превышает в одном направлении 400 км. могут выделяться несколько зон выхода); - совокупность точек подключения к МГП ПХГ на территории субъекта РФ. - совокупность точек пересечения магистральными газопроводами границы РФ

Формулы расчета тарифов на транспорт газа НВ - необходимая выручка для покрытия обоснованных расходов, связанных с транспортировкой газа служит базой для расчета тарифов на транспортировку газа. ТТР – товаро-транспортная работа (куб. м/км) - сумма налога на прибыль; - расходов, относимых на себестоимость; - сальдо операционных доходов и расходов; - сальдо внереализационных доходов и расходов; L 1= 100 км; V 1= 4500 м 3 L 2= 200 км; V 2= 500 м 3 L 0= 110 км ЧПтр. - сумма чистой прибыли ΔНВ - расходы, подлежащие возмещению, если расходы предыдущего периода оказались выше или ниже плана

Структура тарифа на транспортировку газа по магистральным газопроводам В зависимости от структуры затрат субъекта регулирования и схемы транспорта газа тарифы бывают: • одноставочные – для региональных систем ГС и в случае, если в системе МГП не осуществляется компримирование газа, либо доля расходов на э/энергию и газ, используемый на технологические нужды в структуре себестоимости транспортировки газа не превышает 1%. (руб. /1000 куб. м/100 км) • двухставочные - в других случаях (руб. /1000 куб. м) Двухставочный тариф: Ставка за перемещение (удельный вес - 20 -30 %) + Ставка за пользование Постоянная часть Переменная часть (Ставка ГРС) Ставка за перемещение Ставка за пользование - Устанавливается на 1000 м 3/100 км; - Привязана к реальному маршруту - Расчет исходя из расходов - на электроэнергию - газ на собственные нужды - расходы из прибыли - Устанавливается на 1000 м 3 по средневзвешенным расстояниям между зонами «входа» и «выхода» . - Постоянная часть, не зависящую от расстояния (ст. ГРС) - Нелинейно зависит от расстояния транспортировки - Расчет на основании затрат, не учтенных в ставке «за перемещение»

Новая Методика расчета тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам • До августа 2006 – одноставочный тариф руб/1000 куб. м/100 км. Рассчитывался на основе операционных затрат и обслуживание ЕСГ и товаро-транспортную работу (ТТР) • В августе 2006 г. ФСТ приняла новую Тарифную методику: установление тарифов между зонами «входа» и «выхода» . • Продекларированная цель изменений: повышение прозрачности транспортных затрат и повышение привлекательности транспорта на долее дальние дистанции. Новая и старая системы расчета тарифов Издержки Старый тариф Новый тариф Ставка ГРС Проигрыш Выигрыш Расстояние

Приказ о тарифах на транспортировку газа Утвердить (все – без НДС): ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ (ФСТ РОССИИ) П Р И К А З от « 04» декабря 2007 г. г. Москва № 404 -э/2 Об утверждении тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» , входящим в Единую систему газоснабжения, для независимых организаций …. . п р и к а з ы в а ю: 1. Утвердить размер ставок за пользование магистральными газопроводами (ставка за пользование) тарифа на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» для независимых организаций, …… Руководитель Федеральной службы по тарифам С. Новиков 1. размер ставок за пользование согласно приложениям 1 -4 к настоящему приказу. 2. для случаев, когда в приложениях 1 -4 к настоящему приказу ставка за пользование из конкретной зоны входа до конкретной зоны выхода не установлена, ставки за пользование согласно Приложению 5 к настоящему приказу; 3. постоянную часть ставки за пользование в размере 20, 01 руб. /1000 куб. м. (не применяется если газ не проходит через ГРС, принадлежащую Газпрому (за исключением транспортировки газа до балансовых пунктов ЭТП или до ПХГ) 4. ставку за перемещение - в размере 7, 23 руб. /1000 куб. м. /100 км.

Ставки за пользование тарифа на транспорт газа в РФ Приложение 1 Номер и наименование зон входа Наименование зон выхода 15 1 2 3 4 5 6 7 8 Ямбург № … Пуровская Уренгой Пангоды Таркосале Губкинская Вынгапур Таежная Южно. Балык 01 Республика Адыгея 1314, 27 1284, 40 1274, 57 1251, 89 1284, 88 1202, 58 1168, 66 1069, 81 1060, 37 02 Башкортостан 696, 71 665, 73 657, 85 634, 47 684, 18 630, 26 596, 01 413, 48 529, 08 03 Дагестан 0, 00 0, 00 04 Ингушетия 1291, 16 1261, 29 1251, 15 1228, 47 1283, 41 1252, 89 1218, 97 1046, 69 1110, 69 05 Кабардино-Балкария 1279, 81 1249, 94 1239, 80 1217, 13 1259, 03 1210, 95 1177, 03 1035, 35 1068, 75 06 Республика Калмыкия 0, 00 0, 00 07 Карачаево-Черкессия 1235, 16 1205, 29 1195, 18 1172, 50 1214, 52 1166, 49 1132, 57 990, 72 1024, 28 … 103 Приложение 5 Расстояние транспортиро вки, км. Ставка за пользование, руб. /тыс. м. куб. 10 23, 01 530 177, 28 3650 1 031, 84 4170 1 168, 09 20 26, 01 540 180, 18 3660 1 034, 46 4180 1 170, 71 30 29, 00 550 183, 09 3670 1 037, 08 4190 1 173, 33 40 32, 00 560 186, 00 3680 1 039, 70 4200 1 175, 95 50 35, 00 570 188, 91 3690 1 042, 32 4210 1 178, 57 Ставка за перемещение – 7, 23 руб. /1000 куб. м/ 100 км

Некоторые итоги применения новой Методики Два принципа расчета тарифов: • • по принципу cost+ (по разделу II Методики) исходя из условия обеспечения окупаемости инвестиционного проекта за установленный срок (по разделу V Методики пока не применялся) Однако: • Система регулирования тарифов продолжает оставаться краткосрочной, несмотря на решения Правительства РФ о переходе на средне- и долгосрочное планирование оптовых цен на газ. • Система расчета тарифов стала более сложной, но не более (и не менее) прозрачной. • Регулятор упрощает себе жизнь проведением индексации тарифов • Привлекательность транспорта газа на более дальние расстояния не стала очевидной.

Темпы роста тарифов на газотранспорт и оптовых цен на газ в РФ

Возможные направления совершенствования системы регулирования цен и тарифов Ø Дефицит прозрачности в формировании тарифов на транспортировку газа тарифах представляет собой важную проблему – нужны стандарты раскрытия информации ØУстановление долгосрочного тарифа (3 года и более) – необходимо для стабильности бизнеса участников газового рынка. Ø Риск изменения средних расстояний от зон «входа» до зон «выхода» - требуется формализация методик их расчета Ø В перспективе – переход ОАО Газпром и независимых производителей газа на единые тарифы (от регулирования цен к регулированию тарифов). Ориентировочно переход должен произойти к 2018 году.

Приказ Федеральной службы по тарифам от 8 июня 2012 г. № 143 -э/1 “Об утверждении тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» , входящим в Единую систему газоснабжения, для независимых организаций” С 1 июля 2012 г. действуют новые ставки тарифа на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ОАО "Газпром" за пользование магистральными газопроводами. Ставки установлены для независимых организаций, а также для последующей поставки потребителям, расположенным в пределах территории России. Ставка за перемещение газа тарифа на услуги по его транспортировке по магистральным газопроводам ОАО "Газпром" для независимых организаций, а также на транспортировку газа, добываемого ОАО "Газпром" и его аффилированными лицами, составляет • 12, 02 руб. за 1000 куб. м. газа на 100 км (без НДС) - предназначенного для потребителей, расположенных в пределах территории России и участников Таможенного союза ), • 13, 31 руб. за 1000 куб. м. газа на 100 км (без НДС) для расположенных за пределами таких территорий 33

Ставка за пользование Приложение 1 34

Ставка за пользование Приложение 5 35