Структура цены и выручки при продаже газа на внутреннем рынке1

	1997 г.		1999г.		2000 г.
	На 1 тыс. м3, руб.	На общий объем, млрд. руб.	На 1 тыс. м3, руб.	На общий объем, млрд. руб.	На 1 тыс. м3, руб.	На общий объем, млрд. руб.
Объем продаж, млрд. м3	-	390	-	366	-	342
Цена приобретения	330	129	330	121	443	151,5
Затраты на добычу	25	9,75	45	16,85	56	19,2
Затраты на транспортировку	62	24,2	128	46,8	160	54,7
Акциз	70	27,3	34	12,4	42	14,4
Цена на конце магистрального газопровода (с акцизом, без НДС)	260	101,4	260	95,2	330	112,9
Прибыль “Газпрома”, руб	103,0	40,2	53,0	19,5	72,0	24,6
Долл.	17,8	6,9	2,2	0,8	2,6	0,9
Амортизационные отчисления и арендная плата (на общий объем добычи)
руб.	35	20	62	35	63	35
Долл.	-	3,6	-	1,45	-	1,3

Цена приобретения газа включает цену на конце магистрального газопровода, по которой газ поставляется ГРО, их надбавку и НДС. Доля надбавки ГРО и НДС за 1997-2000гг. имела тенденцию к росту: с 21,2% в 1997 г. до 25,5% в 2000 г.

За годы реформирования экономики произошло гипертрофирование развития торгового посредничества. Доля посреднической наценки в цене увеличилась до 10 раз. Здесь находят свое отражение и скрытые от налогообложения доходы посредников от продажи энергоресурсов на внутреннем рынке.

Цена на газ должна быть повышена примерно в 2 раза, что вытекает не только из формального сопоставления с европейскими ценами, но и с национальными ценами на уголь и мазут.

Российские энергетики привыкли считать, что уникальные запасы дешевого сибирского газа гарантируют постоянное наращивание внутреннего и экспортного спроса, что его ограничение диктуется фактором спроса, а не возможностями производства. Поэтому выявившаяся в последние годы неизбежность отсрочки в освоении полуострова Ямала перспективы быстрого сокращения добычи на старых месторождениях и резкого увеличения затрат, связанных с освоением новых месторождений, вносит существенные коррективы в качественное изменение положения дел в отрасли.

Рост цены природного газа позволяет получить “Газпрому” только за счет чистой прибыли и амортизационных отчислений от внутренней продажи за один год более 2 млрд. руб. Это, в свою очередь, обеспечит отрасли необходимый объем капиталовложений, независимо от резких непредсказуемых колебаний мировых цен на нефть и газ.

Цены на нефть. Нефть заслуженно считается богатством страны. Значение ее определяется высокой долей прибыли нефтегазового комплекса в ее общем объеме (в 2000 г. составляла 2/3). Основная часть прибыли – природная рента. Согласно Закону РФ “О недрах“¹ недра и содержащиеся в них полезные ископаемые являются собственностью государства. Следовательно, рента является доходом государства как собственника. Вместе с тем, она не должна полностью изыматься у нефтегазовых компаний в федеральный бюджет. В условиях становления рыночных отношений возможно совместное управление огромными рентными доходами.

В любом случае необходимым условием является прозрачность финансовых потоков, доступность и полнота информации о них для общества в целом.

Объективными параметрами развития нефтяного комплекса являются мировые (экспортные) цены нефти и нефтепродуктов, а также затраты на добычу, переработку, транспортировку нефти и реализацию нефтепродуктов. Особенностью российского рынка нефти является значительный разрыв в доходности экспортируемой сырой нефти и использования ее для внутренних потребностей. Так, в 2000 г. выручка от экспортируемой тонны нефти составляла 180 долларов. При использовании нефти на переработку на внутреннем рынке выручка составляет только 132 долл. Эти различия поддерживаются “естественным ограничением” экспорта – пропускной способностью нефтепроводов, а также мерами государства по загрузке перерабатывающих мощностей и удовлетворения внутренних потребностей в нефтепродуктах.

В 1992г. нефть была включена в перечень продукции с регулируемыми государством ценами и на нее был установлен предельный коэффициент – 5. В результате этого оптовая цена на нефть увеличилась с 75 до 350 руб. за тонну.

В мае 1992г. в соответствии с Постановлением Правительства “О государственном регулировании цен на энергоресурсы и другие виды продукции и услуг”² была установлена предельная цена на нефть в размере 1800-2200 руб. за тонну.

В сентябре 1992г. в соответствии с Указом Президента “О государственном регулировании цен на отдельные виды энергоресурсов” от 17 сентября1992г. №1089¹ были введены свободные цены на нефть и нефтепродукты. Одновременно установлены предельные уровни рентабельности в размере 50% себестоимости по нефти и 10-20% по нефтепродуктам. К декабрю 1992г. средняя оптовая цена предприятия за тонну нефти составляла 6300 руб. в т.ч. в республике Татарстан 5500 руб., Тюменской области 6500 руб. В отдельных регионах уровень оптовых цен был еще выше и составлял 9000 руб. С учетом всех налогов средняя цена реализации тонны сырой нефти составляла более 12 тыс. руб., в пять раз превысив уровень цен сентября.

Оптовые цены предприятий на нефтепродукты повысились за тот же период примерно в 4 раза и составили: дизельное топливо 16000 руб., мазут топочный 8250 руб. за тонну. При средней цене бензина 18500 руб. за тонну уровень ее в Саратовской области достигал 24870 руб. Волгоградской области 21600 руб. за тонну.

Цена приобретения бензина потребителями в среднем по России составляла 28 руб. за литр, а в Волгоградской и Саратовской областях 34-38 руб.

В 1992 году Министерство топлива и энергетики в России планировало изменить структуру капиталовложений в нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую промышленность. До этого времени инвестиции в нефтеперерабатывающую промышленность были в 15 раз меньше чем в нефтедобывающую промышленность. Следует заметить, что нефтедобывающая промышленность является фондоёмкой из-за дорогостоящих нефтяных скважин (наблюдается повышенная доля амортизации в структуре себестоимости добычи нефти).

За время эксплуатации месторождений сырьевая база претерпевает значительные изменения в связи с опережающей выработкой наиболее продуктивных запасов. В настоящее время на месторождениях Западной Сибири доля трудноизвлекаемых запасов, содержащихся в основном в малопродуктивных пластах, составляет 45% от общего объема запасов. Тенденция ухудшения структуры запасов будет сохраняться. Разработка таких запасов требует больших капитальных вложений.

Одновременно отсутствие капиталовложений на строительство добывающих объектов приведет к резкому ухудшению показателей производства.

В последние 10 лет нефтяная промышленность в основном «проедала» запасы, созданные в дореформенный период. Производственные капвложения сократились на 70%, а объем эксплуатационного и разведочного бурения в 3,5 раза. Оборудование для нефтедобычи и нефтепроводов морально устарело.

Износ основных производственных фондов в нефтедобыче составляет 55%, в нефтепереработке – 80%, причем удельный вес полностью изношенных, на которые не начисляется амортизация, определяется в нефтедобыче 22%, в нефтепереработке – 39%. Срок службы большей части основных фондов нефтеперерабатывающих заводов превысил 25 лет, доля неработающих скважин в 2000г. в среднем по нефтяным компаниям составляла 23,9%.

В настоящее время нет возможности поддерживать необходимый уровень добычи нефти за счет ввода в эксплуатацию простаивающего фонда скважин и проведения организационно-технических мероприятий.

Следует заметить, что даже при полной уплате всех налогов и установленной доли поставки нефти на экспорт многие месторождения не могут эксплуатироваться с достаточным уровнем рентабельности. Уже сейчас на месторождениях Западной Сибири, разрабатываемых предприятиями компаний «Лукойл», эксплуатируется около 5 тыс. малодебитных скважин, которые приносят нефтегазодобывающим предприятиям значительные убытки.

Сегодня стоит вопрос о частичном или полном освобождении добычи нефти из залежей с трудноизвлекаемыми запасами и из малопродуктивных скважин от НДС, платы за пользование недрами и др. платежей.

Если цена газа занижена, то нефти завышена. Она по сравнению с Англией Францией, США в 2-3 раза больше.

Значительное повышение относительной внутренней цены нефти и мазута произошло после девальвации рубля в 1998г. До августа 1998г. пропорции цен на нефть и нефтепродукты примерно соответствовали европейским и американским.

Ценовые параметры декабря 1997г. и июня 2000г. характеризуются следующими соотношениями: инфляция составила 2,5 раза, курс доллара вырос в 4,7 раза, мировая цена нефти (в долл.) в 1,43 раза. При этом рост цены приобретения нефтепродуктов на внутреннем рынке сравнительно ненамного превысил инфляцию: дизельное топливо подорожало в 3 раза, бензин в 2,8 раза. Рост цены производителя нефти составил 3,2 раза. Между тем, цена приобретения нефти увеличилась в 4,9 раза, а цена производителей дизельного топлива – в 4,1 раза, а бензина – в 4,7 раза. Таким образом, разрыв между ценой приобретения и ценой производителей резко увеличился для сырой нефти и намного сократился в реальном выражении для нефтепродуктов. Это обуславливается изменениями в ценовой политике нефтяных компаний. Между нефтедобывающим предприятием и нефтепроводом, по которому нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) (единственные ее внутренние потребители), действует множество организаций – посредников, которые скупают нефть с предоплатой и получают сверхприбыль при значительной разнице между ценой приобретения и ценой производителя. При этом стоимость транспортировки нефти до НПЗ выросла не намного и не сказалась на таком разрыве в росте цен приобретения и производства.

В связи с ростом мировых цен на нефть в 2000г. были расконсервированы буровые скважины, увеличились капиталовложения в разведочное бурение.

Таблица 1.6. характеризует динамику цены производителей и цены приобретения нефти и нефтепродуктов.

Доля себестоимости в структуре цены производителей (нефтедобывающих предприятий) до 2002г. составляла около 85%. На долю прибыли приходилось более 10%, на долю акциза – около 5%.

С 2002г. в структуре цены производителей вместо акциза был введен налог на добычу полезных ископаемых.

Таблица 1.6.