Виды цен на топливно-энергетические ресурсы
В зависимости от стадии ценообразования цены на топливно-энергетические ресурсы могут быть представлены следующим образом:
- оптовая цена производителя = себестоимость + прибыль + акциз;
- цена приобретения = оптовая цена производителя + надбавка посредника + НДС;
- розничная цена = оптовая цена за вычетом НДС производителя или цена приобретения за вычетом надбавки посредника + торговая надбавка + НДС торговли.
В зависимости от места реализации на топливно-энергетические ресурсы устанавливаются следующие цены:
- цена франко-станция отправления. Она включает в себя расходы по транспортировке топлива до пункта отправления. Например, цена на уголь;
- цена франко-станция назначенная. Она включает в себя расходы по транспортировке топлива до пункта назначения. Например, цена на нефть и газ.
- в зависимости от степени государственного регулирования цены можно представить в виде:
- свободных рыночных цен, складывающихся на рынке топливно-энергетических ресурсов под влиянием фактора спроса и предложения; Например, цена на нефть и уголь.
- регулируемых цен со стороны государства. Например, цена на газ и тарифы на электроэнергию как на продукцию естественных монополистов.
Особенности ценообразования на определенные виды топливно-энергетических ресурсов
Цены на уголь.Уголь как энергоноситель и сырьевой товар неоднороден. В России используется около 20 марок и семь сортов угля. При таком разнообразии качества угля потребители вынуждены ориентироваться на конкретные угольные месторождения или отдельные угледобывающие предприятия.
Рынок угля может эффективно функционировать при универсальности угледобывающих технологий и оборудования. Она обеспечивает взаимозаменяемость угля разных предприятий и месторождений.
Число действующих предприятий в угольной промышленности на конец 2002г. составляло 461. Объем промышленной продукции определялся в 54507 млн. руб. Рентабельность составляла 3,2%. Для сравнения: на конец 1992 г. число действующих предприятий составляло 352, а рентабельность 26,8%.
Добыча угля в 2000г. достигала 258 млн. тонн, из них на каменный уголь приходилось 172 млн. тонн (66,7%), на бурый уголь 86 млн. тонн (33,3%).
Добыча угля по способам добычи представлена в нижеследующей таблице 1.4.
Таблица 1.4
Добыча угля по способам добычи, млн. тонн [4]
| Добыча всего | ||||||||
| в т.ч. подземный способ | ||||||||
| Открытый способ | ||||||||
| % к общ. объему добычи |
Из таблицы 1.4 видно, что объем добычи угля за период 1998-2000 гг. был ниже чем в 1970, 1980 и 1990 гг. Однако доля добычи угля открытым способом имела устойчивую тенденцию к увеличению.
Капитал в угольной отрасли постоянно сокращается. Это происходит под влиянием ряда факторов, в том числе из-за закрытия шахт и разрезов, прекращения государственной поддержки, из-за убыточности предприятий и отсутствия реальных накоплений. Доля инвестиций в основной капитал угольной промышленности в их общем объеме сохраняется на уровне 1,7% (в других отраслях ТЭК – 14%).
Рынок угля представлен двумя сегментами – рынком энергетических углей и рынком коксующихся углей.
Качество энергетических углей определяется не только их марочным составом или калорийностью (теплотой сгорания), а всей совокупностью показателей, т.е. содержанием летучих веществ, влаги, золы, серы, температурой плавления золы и размолоспособностью угля. Эти показатели часто оказываются устойчивыми в конкретных месторождениях. Поэтому они традиционно идентифицируются потребителями по месту их добычи.
Спрос на энергетические угли в системе топливно-энергетических ресурсов определяется нарастающей конкуренцией между различными типами электростанций (ГЭС, АЭС, ТЭС), природным газом и углем, а также между отдельными марками угля.
В Сибири, где велика доля ГЭС, вырабатывающих относительно дешевую электроэнергию, гидроэнергетика расширяет свою потребительскую нишу, соответствующую полной загрузке мощностей ГЭС. В этом регионе сегодня еще велика доля ТЭС, вырабатывающих энергию на угле (более 60%). Однако в перспективе угольщикам все труднее будет сохранять свое долевое участие на топливном рынке.
Качество коксующихся углей определяется их металлургической ценностью. Коксующиеся угли используются для получения кокса и множества ценных химических продуктов в процессе коксования.
На долю коксующихся углей в 2000г. приходилось 36,2 % от общего объема добычи каменного угля.
Особенность рынка коксующихся углей проявляется в увеличении зависимости спроса от состояния рынка стали и технологического уровня черной металлургии России.
Структурные преобразования в черной металлургии в России приводят к снижению спроса на коксующийся уголь.
Из-за нарушения кооперационных связей между предприятиями стран СНГ и общего снижения в них промышленного производства предложение угля превышает его спрос.
Вводимые новые мощности ориентированы в основном на добычу низкокачественных коксующихся углей.
Необходимые для коксохимических производств наиболее ценные марки коксующихся углей являются дефицитными.
Цены на коксующиеся угли на 20-25% выше, чем на энергетические угли.
Цены на уголь стимулируют улучшение качества – снижение зольности, влаги и содержания серы. Достаточно сказать, что каждый лишний процент золы в коксе сокращает суточную плавку доменной печи на 2-2,5%, повышает затраты кокса на 2%, флюсов на 4%, увеличивает затраты электроэнергии и др.
Каждая лишняя 0,1% сернистости кокса сокращает суточную плавку доменной печи на 1,5-2%, повышает расход кокса на 1% и флюсов на 2,5%.
С 1 июля 1993 г. на уголь и продукты его переработки действуют свободные цены. Свободная оптовая цена предприятия на уголь включает себестоимость добычи, прибыль и НДС.
Влияние природных условий предопределяет различный уровень себестоимости и цены добычи угля в отдельных месторождениях.
На уголь устанавливаются цена франко-станция отправления. Транспортные расходы по доставке угля оплачиваются потребителем сверх оптовой цены. В цене приобретения угля стоимость перевозки составляет порядка 50%, как и стоимость добычи. Так, кузнецкий и канско-ачинский уголь перевозятся в Центр на расстояние 4000 км. В результате оптовая цена приобретения угля включает оптовую цену производителя и транспортные расходы по доставке угля.
Цены на энергетический уголь имею тенденцию к росту. Так, с декабря 1999г. по июль 2000г. цена 1 тонны условного топлива выросла с 304 руб. до 468 руб., т.е. на 53,9%.
С 1 октября 2001г. цена кузнецкого угля увеличилась на 30%, а канско-ачинского (с 1 августа 2000г.) – в 2 раза.
В октябре 2000г. в расчете на 1 тонну условного топлива канско-ачинский уголь для ТЭС Центра стал дешевле на 15% против Кузнецкого. Общий объем дотаций из бюджета в угольную промышленность составлял более 10 млрд. руб., из которых 40% было направлено на покрытие убытков, а 60% - на закрытие нерентабельных шахт.
Происходящие в угольной промышленности России процессы реструктуризации имеют целью создать условия для развития рыночных отношений и повышения эффективности отрасли до уровня, позволяющего ей развиваться самостоятельно, без государственных дотаций и субсидий. Следует заметить, что в последние годы темпы снижения угольной составляющей в общем объеме производства первичных ТЭР уменьшилась. При этом удельный вес добычи угля наиболее эффективным способом вырос до 62%.
Цены на природный газ.Отличительной чертой предприятий газовой отрасли России является наличие двух видов монополий. Первая – вертикально интегрированная монополистическая структура ОАО “Газпром”, включающая добычу, магистральный транспорт и оптовую реализацию природного газа. Вторая – горизонтальные монополистические структуры – газораспределительные организации (ГРО). Они являются монополистами на региональных рынках продаж и предоставления услуг по газораспределению.
В 1992г. основные виды энергоносителей, включая природный газ, попали в перечень продукции с регулируемыми государством ценами. На них были установлены предельные коэффициенты: в частности, на природный газ – 5.
В соответствии с Постановлением Правительства “О государственном регулировании цен на энергоресурсы и другие виды продукции и услуг” от 18 мая 1992г. были установлены предельные цены на природный газ. Так, предельный уровень цен без НДС за 1 тыс. м3 газа был установлен в размере 1100-1600 руб. Впоследствии на газ стали устанавливаться фиксированные цены с ежемесячной индексацией.
Несмотря на низкий уровень внутренней цены на газ, вплоть до финансового кризиса 1998г. и последовавшего за ним всплеска инфляции, она покрывала затраты и приносила “Газпрому” значительную прибыль. После кризиса затраты на производство и транспортировку газа выросли, а внутренняя цена практически не повысилась. В результате этого к началу 2000г. прибыль от продажи на внутреннем рынке резко сократилась. Если в 1997г. в расчете на 1 тыс. м3 она составляла 107 руб., то в 1999 г. – уже 53 руб. В 2000 г. она увеличилась до 72 руб., что ниже уровня 1997 г. на 50%.
Более низкая цена на газ по сравнению с углем создала традиционное представление о сверхэффективности газовой промышленности. При этом газ имеет большее преимущество перед углем для потребителей, прежде всего, в отношении экологической чистоты.
Следует заметить, что цена 1 тонны условного топлива газа в Западной Европе и США выше по сравнению с углем в 1,3-2,7 раза (кроме Германии, где газ дешевле угля).[5]
Между тем у газовиков существует масса причин, осложняющих их деятельность. Прежде всего это исчерпание запасов в освоенной части месторождений Западной Сибири и необходимость перехода на Заполярные отдаленные северные регионы. Это требует огромных капитальных вложений, которых ни у газовиков, ни у Правительства России нет.
Система цен и тарифов в газовой отрасли складывается из оптовых цен на оптовом рынке (с учетом акциза), тарифов на услуги по газораспределению и предельных уровней цен на потребительском рынке.
Существуют единые по стране уровни тарифов на услуги газораспределения для промышленных потребителей.
Тарифы на газ для населения дифференцированы. При этом они заниженные по сравнению с их уровнем для промышленных потребителей. Промышленные предприятия фактически дотируют газопотребление населением.
Завышение тарифов на газ для промышленных объектах по сравнению с тарифами для населения осуществляется уже на стадии формирования цен оптового рынка. Происходит скрытое субсидирование населения за счет общего роста цен на газ для промышленности.
Существует три способа перекрестного субсидирования одних потребителей за счет других.
1. Налогообложение – за счет включения акциза в оптовую цену газа для населения размер субсидии населению достигает 15% от оптовой цены.
2. Розничный потребительский рынок – за счет различий региональной политики в установлении цен для населения. В одних регионах население субсидируется за счет промышленных потребителей, а в других – субсидирование промышленных потребителей осуществляется за счет населения.
3. Покрытие убытков от сжиженного газа за счет сетевого – в связи с убыточностью в большинстве случаев деятельности ГРО по снабжению потребителей емкостным сжиженным газом.
Структура цены природного газа и ее динамика представлена в табл. 1.5.
Цена на конце магистрального газопровода включает затраты на добычу газа, затраты на его транспортировку, акциз и прибыль “Газпрома”, или
Оптовая цена промышленности = себестоимость + прибыль + акциз.
В составе себестоимости транспортные расходы в 2,5-3 раза превышают затраты на добычу природного газа. В России длина нефте- и газопроводов, идущих из Западной Сибири в Европейскую часть, составляют 2000-2500 км, при среднем радиусе перевозок энергоресурсов 1000-1500 км. В 2000 г. по сравнению с 1997 г. доля транспортных расходов увеличилась с 71,3% до 74,1%. Доля затрат на добычу соответственно в себестоимости газа снизилась с 28,7% до 25,9%.
В структуре оптовой цены доля себестоимости за указанный период увеличилась с 33,5% в 1997г. до 65,5 % в 2000г., а доля прибыли и акциза соответственно снизилась с 39,6% до 21,8% и с 26,9% до 12,7%. За указанный период времени объем продаж сократился на 14%, цена возросла на 11,3%, а затраты на добычу газа увеличились почти в 2 раза, на транспортировку еще больше – в 2,3 раза.
С 20 июля 1993г. в целях эффективного использования энергоресурсов установлен акциз на природный газ, реализуемый предприятиям и объединениям по транспорту и поставкам газа РАО “Газпром” газосбытовым организациям (перепродавцам) и непосредственно потребителям, минуя эти сбытовые организации, в размере 15% от оптовой цены промышленности (без НДС) в пересчете на фактическую теплоту сгорания и индексации, осуществляемой ежемесячно.
С 1 марта 1995г. на природный газ, реализуемый предприятиями и организациями Российского акционерного общества «Газпром» газосбытовым организациям (перепродавцам) и непосредственно потребителям, миную эти сбытовые организации, был установлен акциз в размере 25% от цены реализации (без НДС), а с 1 сентября 1995 г. – 30%. В 2003 г. он составлял 15%.
Таблица 1.5
Структура цены и выручки при продаже газа на внутреннем рынке[6]
| 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 | - | - | - | |||
| Цена приобретения | 151,5 | |||||
| Затраты на добычу | 9,75 | 16,85 | 19,2 | |||
| Затраты на транспортировку | 24,2 | 46,8 | 54,7 | |||
| Акциз | 27,3 | 12,4 | 14,4 | |||
| Цена на конце магистрального газопровода (с акцизом, без НДС) | 101,4 | 95,2 | 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. | ||||||
| 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“[7] 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”[8] 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. №1089[9] 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.