1. 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.

1.4 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 1

	1970	1980	1990	1998	1999	2000	2001	2002
Добыча всего	345	391	395	232	250	258	270	256
в т.ч. подземный способ	216	206	176	82	89	90	95	88
Открытый способ	129	185	219	150	161	168	175	168
% к общ. объему добычи	37	47	56	64	65	66	65	66

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).¹

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