Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Территориальная дифференциация цен на природный газ в России: рыночные изменения и их последствия

ВАК РФ 25.00.24, Экономическая, социальная и политическая география

Автореферат диссертации по теме "Территориальная дифференциация цен на природный газ в России: рыночные изменения и их последствия"

На правахрукописи

ТАРАСОВ Пётр Сергеевич

Территориальная дифференциация цен на природный газ в России: рыночные изменения и их последствия

Специальность 25.00.24 — Экономическая, социальная и политическая география -

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата географических наук

Москва 2005

Работа выполнена в Институте географии Российской Академии Наук

Научный руководитель:

кандидат географических наук А.И. Трейвиш

Официальные оппоненты:

доктор географических наук Ю.Г.Липец

кандидат экономических наук Т.А. Митрова

Ведущая организация:

Географический факультет МГУ Кафедра экономической и социальной географии России

Защита диссертации состоится 10 июня 2005 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д.002.046.01 по защите диссертаций по специальности 25.00.24 "Экономическая, социальная и политическая география" при Институте географии Российской академии наук по адресу: 109017, г. Москва, Старомонетный пер., д. 29.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института географии

РАН.

Автореферат разослан мая 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного а кандидат географических наук

Актуальность темы. Российская экономика далека от завершения перехода к рынку. Ключевые реформы состоялись не во всех ее отраслях, а есть такие, где они лишь продекларированы. Негативный опыт порой вынуждает прибегать и к мерам обратной направленности. Поэтому анализ вариантов предстоящих реформ и их последствий как нельзя более актуален.

Споры о реформах газового комплекса связаны с тем, что он изменился меньше других топливно-энергетических секторов, сохранив черты управления советского типа. Один из главных пунктов полемики - цены на газ. Жесткий государственный контроль, сдерживая их, приводит к убыткам от реализации газа на внутреннем рынке. Дешевый газ - гарант социальной стабильности, ведь российский потребитель, особенно население, не может оплачивать газ по высоким западным ценам. Л заниженные цены стимулируют газовый «перекос» в топливном балансе и расточительное использование газа, повышая газоемкость экономики. В широком смысле это часть проблемы так называемого экономического перехода от низких цен, издержек и доходов к высоким, в том числе от дешевизны природных ресурсов, характерной для бедных стран, к их дороговизне. Видимо, рано или поздно придется приводить цены на газ к рыночному уровню, отказываясь от их сдерживания и устраняя монополизм на рынке газа. Однако без прогноза и оценки последствий этого перехода трудно рассчитывать на его успешную реализацию, а главное — на приемлемость задуманных реформ для страны в целом.

Государственная позиция в отношении динамики внутренних цен на газ официально изложена в Энергетической Стратегии РФ. В то же время крайне слабо изучены территориальная дифференциация вероятных цен и готовность тех или иных потребителей к разным вариантам их повышения. Между тем, эти вопросы -ключевые для реформы газовой отрасли. От их решения зависят предприятия, поселения и регионы. «Выносливость» потребителя можно выявить методом проб и ошибок. Но он чреват тяжелыми социально-экономическими последствиями и срывом самих реформ. Лучше заранее по возможности объективно оценить их результаты. Такой анализ должен быть и экспертным, и расчетным - насколько допускают имеющаяся информация, методы и техника.

Объектом исследования является газовый комплекс России; предметом -переход к территориально дифференцированным рыночным ценам на газ как топливо и сырье, последствия этого перехода для населения и хозяйства российских регионов.

Основная научная задача диссертации заключается в моделировании разных вариантов (сценариев) территориальной дифференциации рыночных цен на природный газ. Основная задача конкретизируется в следующих частных:

1. Анализ современного состояния газового комплекса России и предпосылок его реформирования.

2. Определение основных сценариев перехода к рыночным ценам, их принципов и последовательности.

3. Разработка имитационной модели, позволяющей проводить расчеты оптовых территориально дифференцированных цен на газ по различным сценариям.

4. Анализ дифференциации моделируемых цен на территории, охваченной Единой системой газоснабжения.

5. Оценка региональных последствий реформирования цен на газ для населения и избранных отраслей экономики по основным сценариям с формулировкой мер государственной региональной политики в зависимости от характера последствий.

Поставленным задачам соответствует структура работы. Она состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и компьютерного приложения.

Глава 1 характеризует газовый комплекс России и содержит краткий очерк его формирования и территориально-организационной структуры, анализ современного состояния и проблем, связанных с реформированием цен. Вслед за тем описаны типы математических моделей, традиционных для экономической и социальной географии. Подробнее рассмотрены имитационные модели и геоинформационные технологии, указаны их преимущества с точки зрения данного исследования.

Глава 2 посвящена разработке и использованию имитационной модели в сочетании с элементами ГИС, предлагаемой для прогнозирования различных сценариев перехода к рыночному ценообразованию на природный газ. В ней выбраны и обоснованы сами сценарии (всего четыре, из которых два являются основными и два - дополнительными), задачи моделирования и основные ограничения, а также описаны входные параметры (исходные данные), алгоритм и формулы математических расчетов. Одновременно представлены их географические итоги.

В Главе 3 представлен анализ региональных последствий реформы цен путем выявления зависимости регионов от газа как топлива и сырья в зависимости от сценария, потребителя (население, ряд отраслей производства) и региона. Выделены регионы, толерантные и наиболее чувствительные к изменениям цен, а также общие географические тренды (градиенты) последствий. Предложены некоторые меры политики по предотвращению связанных с ними социальных и экономических кризисов в разных регионах.

Компьютерное приложение разработано автором с использованием аналитического комплекса «Прогноз» и системы управления базами данных (СУБД) ORACLE для практической реализации замысла и служит главным аналитическим инструментом при моделировании территориально дифференцированных цен в газовой отрасли.

Теоретической и методологической основой диссертации стали, во-первых,

работы зарубежных и отечественных авторов, обобщающие опыт применения моделей и информационных технологий в географии; во-вторых, экономико-географические и некоторые общеэкономические исследования промышленности в целом; в-третьих, отраслевые разработки по развитию и размещению газовой промышленности в России и некоторых других странах.

Информационной базой диссертации служат данные коммерческих организаций газовой промышленности (ОАО «Газпром»), государственных ведомств и министерств (Федеральной службы государственной статистики, Федеральной службы по тарифам, Минэкономразвития России и др.), а также литературные источники и разного рода картографические материалы.

Научная новизна работы состоит в том, что она дополняет научное знание о последствиях либерализации ключевых отраслей российской экономики, опираясь

на оригинальную модель (с методом расчета, выбором сценариев, обоснованием входных параметров и пр.). Исследование выявило определенные закономерности территориальной дифференциации рыночных цен, а также последствия нескольких вариантов перехода к ним. Для газовой промышленности России моделирование такого типа и соответствующий экономико-географический анализ его применения,

1

скорее всего, выполнены впервые.

Практическая значимость. Полученные результаты подчеркивают важность изучения региональных последствий проводимых в России реформ. Используемый принцип имитационного моделирования и компьютерное приложение в принципе позволяют проводить прогнозные расчеты цен на газ по любому числу сценариев, варьируя входными параметрами модели. Методическая основа работы не ограничена рамками ее объекта и предмета. С некоторой перенастройкой ее можно использовать для исследования разных отраслей народного хозяйства, когда необходимо прогнозирование географической дифференциации параметров, зависящих от фактора расстояния.

Апробация работы и публикации. Работа выполнена в Отделе экономической и социальной географии Института географии РАН. Ее основные положения докладывались автором на международных и всероссийских конференциях: на двух сессиях экономико-географической секции Международной Академии регионального развития и сотрудничества (Чебоксары, 30 мая - 3 июня 2002 г.; Пущино, 24-26 мая 2003 г.,), на научных заседаниях ЗАО «Прогноз» (Пермь, 17 июля 2003 г, Москва, 14 октября 2004 г.,), а также в Институте экономики газовой промышленности (НИИГазэкономика) и в Управлении ценообразования ОАО «Газпром».

По результатам исследования опубликованы 5 научных статей, общим объемом 2,4 п. д., в том числе в журналах, состоящих в Перечне ВАК РФ).

Основные положения диссертации

Актуальные проблемы газового комплекса

Главной проблемой российской газовой промышленности остается ее реформирование. Наиболее активно обсуждаются:

1) реформа организационно-территориальной структуры отрасли;

2) реформа ценообразования на газ на российском рынке.

Основными вариантами оргформ, в которых должен развиваться газовый

комплекс страны, служат три бизнес-модели:

• государственно-регулируемая монополия,

• нерегулируемая монополия,

• конкурентный рынок.

Пока доминирует первая: регулируемое государством ОАО «Газпром». Его часто обвиняют в неэффективности, а сам Газпром, - стремясь адаптироваться к рыночной среде, тяготеет ко второй модели, чреватой соединением монополизма с рыночным «эгоизмом», что может негативно отразиться на потребителях. Неочевидны и выгоды радикальной третьей модели. Считается, что конкурентный рынок повысит эффективность отрасли и сформирует адекватные цены на газ,

1 Похожие разработки профильных организаций и ведомств носили закрытый характер, вряд ли оперировали точно такими же сценариями и делали акцент на географические результаты.

способствуя его экономии. Но при этом не исключена потеря стабильности в производстве и потреблении газа. Между тем, при своей громоздкости, Газпром дает около 8% ВВП России, 20% налогов в бюджет, поставляет газ для выработки почти 50% электроэнергии; он же контролирует 25% европейского рынка газа. Сбои из-за «шоковых» реформ в его работе недопустимы хотя бы по соображениям безопасности.

Газовая отрасль несравнима с теми, для которых конкурентный рынок - самая эффективная среда. Промышленно-инфраструктурные комплексы с жесткими технологическими связями и широким территориальном охватом относят к «естественным монополиям», где конкуренция невозможна ввиду их особенностей, включая масштаб производства. Для России с ее огромной территорией и запасами газа этот фактор очень важен. Российское руководство не готово к такой реформе, которая приведет к созданию неограниченно свободного рынка газа и ликвидации Газпрома. В утвержденной Правительством «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» он сохраняет статус основного участника внутреннего газового рынка и все присущие ему ныне виды бизнеса.

Итак, радикальная либерализация и реорганизация газового комплекса в ближайшее время маловероятны. Поэтому он рассматривается далее в контексте сохранения позиций Газпрома. Но это вовсе не исключает рыночных принципов формирования цен на газ — второго ключевого пункта реформы.

Специфика газовой отрасли

У газа и газовой промышленности есть свойства, сближающие их с другими энергоносителями и секторами ТЭКа или отличающие от них:

1) «отраслеобразующая» однородность сырья (сходство с нефтяной и угольной промышленностью и отличие от электроэнергетики);

2) уступающая лишь электроэнергии универсальность газа как топлива и сырья, используемого на многих производствах и в быту;

3) ограниченные возможности запасания и доставки без специального транспорта (чем газ отличается от твердых и жидких топлив, но также сходен с электроэнергией).

Эти свойства придают жесткость цепочке «добыча - транспорт — хранение — распределение- потребление газа», звенья которой составляют единый технологической процесс. В России его обеспечивает прежде всего Единая система газоснабжения (ЕСГ), уступающая по своей сложности только ЕЭС. Система включает газовые промыслы, сеть трубопроводов, компрессорные станции, подземные хранилища и т. д. Ключевое звено ЕСГ - транспортное: магистральные трубопроводы и газораспределительные сети. ЕСГ подчинена Газпрому; от него во многом зависят цены и тарифы.

Организационно-территориальнаяструктура Газпрома

Деятельность газового холдинга охватывает все стадии указанного процесса от геологоразведки до реализации газа. Отсюда специализация дочерних обществ (ДО) Газпрома и особенно различия между добывающими и транспортными ДО, которые считают главными субъектами экономической деятельности Холдинга -предприятиями. Вместе с главными магистралями и потоками газа они схематично показаны на рис Л.

Рис. 1. Единая система газоснабжения России и основные направления газотранспортных потоков: общая схема

- направление потоков газа по территории РФ

- направление газа на экспорт •

- поступление газа из Средней Азии

- добычное общество

- границы участков газопровода, принадлежащих различным транспортным обществам

Цифрами обозначены: Транспортные общества;

1- Тюментрансгаз

2- Сургутгазпром

3- Томсктрансгаз

4- Севергазпром

5- Пермтрансгаз

6- Уралтрансгаз

7- Баппрансгаз

8- Татгрансгаз

9- Самаратрансгаз

10- Волготрансгаз

11-Лентрансгаз

12-Мострансгаз

13-Юпрансгаз

14- Волгоградтрансгаз

15- Кавказтрансгаз

16- Кубаньгазпром

17- Каспийгазпром Добычные общества:

I - Ямбурггаздобыча

II - Уренгойгазпром

III - Надымгазпром

IV - Ноябрьскгаздобыча

Смешанные общества

(занимающиеся одновременно добычей и транспортировкой газа):

V (19) - Оренбурггазпром

VI (18) - Астраханьгазпром

Прочие пункты ЕСГ: VII — компрессорная станция Александров Гай (поступление газа из средней Азии)

Добычагаза

В 2002 г. Газпром добыл 521,9 млрд. м3 газа (87,5% российской и почти 1/5 мировой добычи). На Ямало-Ненецкий АО приходится более 90% в добыче Газпрома и около 80% в России. Промысел там ведут ДО «Ямбургтаздобыча», «Уренгойгазпром» (вместе они дают 59% добычи Газпрома), «Надымгазпром» и «Ноябрьскгаздобыча». Заметны также «Оренбурггазпром» и «Астраханьгазпром», но они эксплуатируют месторождения с ежегодно падающей добычей.

Транспортировка иреализаиия газа

Сеть газопроводов образует каркас ЕСГ, которая обслуживает 67 субъектов РФ - всю ее западную половину, за вычетом Мурманской обл., Ненецкого и Коми-Пермяцкого АО. Участки этой сети эксплуатируют 17 транспортных ДО Газпрома. Крупнейшими из них по объему работы являются «Тюментрансгаз», принимающее газ всех промыслов Ямала, «Севергазпром», «Сургуттазпром», «Пермтрансгаз», «Волготрансгаз» и «Мострансгаз». В 2002 г. Газпром поставил по ЕСГ 283,5 млрд. м3 газа потребителям в России, 42,3 млрд. м3 — в других странах СНГ и Балтии, 128,6 млрд. м3 - в дальнем европейском зарубежье.

Цены на газ на внешнем и внутреннемрынках

Налицо разрыв между внутренними и экспортными ценами. В дальнем зарубежье они колеблются от 90 до 150 долл. США за 1000 м3, что в 8-9 раз выше средней оптовой цены в России. Для стран СНГ цена составляет в среднем 8090 долл.' Экспорт 1/3 продаваемого газа приносит Газпрому 2/3 выручки; при поставках на российский рынок пропорция обратная.

Дешевизна газа в России связана с платежеспособностью потребителя, почему цены и контролирует государство. Функцию оптовых цен выполняла Федеральная энергетическая комиссия (ныне Служба по тарифам, называемая в работе по-прежнему - ФЭК), которая периодически их повышала. В 2003 г. средняя оптовая цена для населения достигла 15-16 доллЛООО м3, для промышленности - 20-23 долл. До 2005 года 67 регионов, охваченных сетью ЕСГ, подразделялись на 7 ценовых поясов (рис. 2).23 Перепады поясной цены прямо связаны с удаленностью региона от газовых бассейнов. Даже при низких ценах задолженность российских потребителей Газпрому к середине 2003 г. составила 45,5 млрд. руб. Из них 35% приходилось на население, 25% — на коммунально-бытовые службы и бюджетные организации, 5% — на промышленных потребителей.

Подходы креформированию цен

С началом рыночных реформ цены на нефть и уголь перестали регулироваться и резко выросли, а цены на газ оставались на искусственно низком уровне. Это привело к диспропорции цен на энергоносители. Доля угля, подорожавшего еще и за счет железнодорожных тарифов, в топливно-энергетическом балансе страны стала падать, а газа - расти (до 50%, а в некоторых регионах до 80%). Отсюда кризис угольной отрасли и «перекосы» в энергетике. Дешевизна газа препятствует его сбережению, а высокая энергоемкость снижает конкурентоспособность российской

2 С 2005 г. на территории, охваченной ЕСГ, выделены уже 11 поясов, однако в данном исследовании из-за информационно-временного «зазора» автор опирается на 7 прежних поясов и на цены 2003 года.

3 Здесь и далее, города Москва и С-Петербург будут отмечаться на картах отдельными пунсонами лишь в случае расхождения с окружающими их областями (Московской и Ленинградской) значений картируемых показателей.

8

продукции. Газ, будучи ценным сырьем, в 3 с лишним раза дешевле мазута и почти в 1,5 раза дешевле угля. Потому'он идет, главным образом, на получение тепла и энергии, то есть сжигается, от чего страдает сама газовая отрасль. Она в наибольшей мере - примерно на 27 млрд. долл. в год - субсидирует другие, не получая от них прямого или косвенного субсидирования. Это лишает Газпром прибыли, нужной ему для развития, разведки новых месторождений, инвестиционных проектов. Так в экономике России возник порочный круг: с одной стороны, бедный потребитель, неспособный платить за газ даже по заниженным тарифам. С другой -неэффективность потребления газа и кризис смежных отраслей.

Газпром заинтересован в том, чтобы доля свободного рынка . газа на территории России постепенно нарастала, то есть в плавной дерегуляции цен. По оценке Газпрома, для безубыточности отрасли цены на газ следовало бы поднять здесь до 40 долл./1000м3, а для притока инвестиционных средств - до 60 долл./1000 м3. Официальные планы Правительства РФ и Газпрома включают два основных этапа повышения цен:

1. Достижение уровня самофинансирования отрасли (2006 г.).

2. Достижения уровня мировых (европейских) цен (2010 г.).

По каждому этапу указаны сроки и уровни цен, чего нельзя сказать о широких последствиях. А без их упреждающего прогнозирования трудно рассчитывать на успех задуманных мер и, главное, на их приемлемость для страны в целом. Необходимы специальные исследования, чтобы результаты не оказались неожиданными и катастрофическими. Особенно важен прогноз таких последствий, которые имеют выраженную территориальную составляющую и могут по-разному отразиться на отдельных районах и центрах. Рассмотрение основных вариантов (сценариев) перехода к территориально дифференцированным рыночным ценам на газ возможно с помощью имитационного моделирования.

Использование имитационного моделирования

Для имитационного моделирования характерен отказ от максимальной формализации, присущей ряду других типов моделей, за счет синтеза интеллектуальных возможностей эксперта и вычислительных — компьютера. Кроме того, имитационные модели обычно отличаются от «классических» более полным отражением структуры объекта (процесса). Они особенно полезны для расчета рыночных цен на газ по регионам России с учетом территориально-организационной специфики Газпрома.

Имитационные модели делятся на прескриптивные (нормативные), позволяющие определять желаемое состояние, расположение, свойство или параметр и отвечающие на вопрос «Что нужно, чтобы...», и дескриптивные, имитирующие механизмы функционирования или эволюции и отвечающие на вопрос «что будет, если...». В современной российской экономике задачи сооружения крупных хозяйственных объектов на новом месте ставятся как исключение. Преобладают вопросы типа «как при уже заданном наборе географических объектов, факторов и условий выработать оптимальную стратегию развития отрасли или региона». Поэтому для поставленной задачи прогнозирования цен на газ понадобилось создание и использование именно дескриптивной имитационной модели.

В данной работе метод имитационного моделирования сочетается с информационно-вычислительными и картографическими ресурсами ЭВМ. Такой комбинированный инструмент, по мнению автора, наиболее адекватен цели его исследования.

Сценарии, ограниченияи входныепараметрымодели

Предлагаемые основные сценарии соответствуют этапам намечаемой реформы: достижение самофинансирования газовой промышленности (Сценарий 1) и достижение цен европейского рынка (Сценарий 2). Моделируя цену, надо уточнить ее состав и факторы. В общем виде нижний рыночный предел определяют затраты производителя (себестоимость продукта), а верхний - платежеспособный спрос потребителя. Близкая к первому оптовая цена газа, следуя технологической цепочке, складывается из затрат на его добычу, транспортировку и хранение. Сложность учета всех факторов и дефицит исходных данных заставили ввести следующие ограничения:

1. Моделирование затрагивает только оптовые цены.

2. Рыночная цена рассчитывается только на основе затрат на добычу и транспортировку.

3. Полем моделирования служит лишь территория, охваченная ЕСГ.

4. В качестве единственного оператора отечественного рынка газа рассматривается ОАО «Газпром».

5. Расчет модели основан на существующих в настоящее время:

• схеме маршрутов поставок газа в регионы РФ;

• территориально-организационной структуре Газпрома.

В качестве входных параметров выбраны следующие показатели:

1. Дальность транспортировки газа от мест добычи до каждой интересующей нас точки Единой системы газоснабжения.

2. Соотношение объемов поставок газа разными добычными и транспортными ДО в каждую точку ЕСГ.

3. Стоимость добычи 1000 м3 природного газа по ДО (на выходе из скважины).

4. Стоимость транспортировки 1000 м3 газа на 1 км по ДО.

Эти параметры условно разделены на переменные, отражающие экономические интересы Газпрома и 23 дочерних обществ в его составе, и постоянные, отражающие технологические принципы газоснабжения. Сценарные условия различаются в зависимости от стоимостных параметров 3 и 4. Параметры 1 и 2 заданы современной схемой ЕСГ и не меняются.4 В регионах выделены ключевые пункты ЕСГ: обычно это компрессорные станции или поселения. По ним в ОАО «Газпром» собраны следующие данные:

• Принадлежность каждого пункта ЕСГ к конкретному добычному или транспортному ДО Газпрома;

• Маршрут транспорта газа до каждого пункта;

• Источники газа или его состав (вклад каждого добычного ДО в 1 м3 топлива, поступающего в отдельно взятый пункт);

• Протяженность трубопроводов между пунктами ЕСГ.

4 Хотя в принципе разработанный инструментарий моделирования такие изменения допускает. 10

Общий алгоритм и техника расчета Способ расчета стоимости газа покажем на примере Свердловской области, куда газ поступает по трубопроводам «Тюментрансгаза». Их длина от мест добычи до пункта к в Свердловской области достигает 1500 км. «Тюментрансгаз» получает газ от ДО «Ямбургтаздобыча» и «Надымгазпром» (60% и 40%). Добытый газ стоит, соответственно,^ руб./1000 м3 лХя руб./1000 м3. Транспортировка 1000 м3 газа на 1 км обходится обществу «Тюментрансгаз» в Ух руб. Цена газа (Хг), поступающего в трубопровод «Тюментрансгаза» от «Ямбурггаздобычи» и «Надымгазпрома», рассчитана по формуле: X, = 0,6-Хг+0,4-Хп. Добавив транспортные затраты, получим стоимость газа в точке h .Хь = Хг+1500 • В общем виде расчет для любого пункта k в пределах ЕСГ можно представить как:

Где Хк - средняя расчетная оптовая цена 1000 м газа для точки п - число точек-источников5, от которых газ поступает в точку к; Х} - средняя цена 1000 м3 газа, в у'-йточке-источнике; У,* - стоимость транспортировки 1000 м3 газа на 1 км от у-й точки-источника в точку к (зависит от принадлежности точки у к определенному транспортному ДО); - дальность транспортировки газа от точки,/ до точки к, -доля газа, доставляемого из точки у в общем объеме газа, поступающего в точку к.

Получив стоимость (цену) в каждом пункте ЕСГ, легко рассчитать ее и в регионе как среднюю по всем расположенным в нем пунктам:

Где Хк - стоимость (цена) в отдельно взятом регионе Я, п — число пунктов в регионе R, Хк - расчетная оптовая цена 1000 м3 газа для каждого пункта к, находящегося в регионе R. Моделирование на основе фактической себестоимости газа (дополнительный Сценарий 0 и основной Сценарий 1) Базой для моделирования обоих сценариев служат данные о текущей себестоимости газа по ДО, поэтому речь идет о «самоокупаемости», а не о «самофинансировании» Самоокупаемость подразумевает возмещение каждым ДО его текущих затрат и получение некоторой прибыли. Самофинансирование должно обеспечивать еще и инвестиционную деятельность, однако данных по всем инвестиционным проектам Газпрома и его дочерних структур (со стоимостью, сроками окупаемости и т. д.) у автора не было. Основными статьями затрат ДО Газпрома являются:

В сфере (на стадии) добычи газа: . Налог на добычу полезных ископаемых . Оплата труда . Эксплуатационные расходы

5 Здесь и далее под точкой-источником подразумевается точка непосредственно предшествующая по маршруту транспортировки газа интересующей нас точке расчета. Начальной точкой-источником по каждому из маршрутов служит точка добычи газа

В сфере (на стадии) его транспортировки:

• Оплата труда (транспорт газа более трудоемок, чем его добыча) . Эксплуатационные расходы . Налоги

Удельные затраты и, тем самым, себестоимость продукции у разных обществ различаются - как по объективным причинам (износ фондов, географическое положение ДО, объем добычи и транспортировки газа), так и за счет чисто внутренних специфических условий, которые не всегда поддаются объяснению.

Расчет себестоимости газа врегионах (Сценарий 0) Распределение расчетной себестоимости газа по регионам (рис. 3) в целом похоже на распределение цен ФЭК (рис. 2). Она минимальна в газодобывающих и близлежащих регионах (Ямало-Ненецкий и Ханты-Мансийский АО, соседние потребляющие области Урала, Оренбургская и Астраханская области, республики Коми и Калмыкия). А максимальна - в удаленных от мест добычи регионах Северного Кавказа, в Калининградской области и западном приграничье в целом, а также в Западной Сибири к югу от добывающих округов и даже по соседству с ними: за счет высокой себестоимости транспортировки по ДО «Томсктрансгаз».6

Главное отличие расчетной себестоимости от цены ФЭК состоит в гораздо большей дифференциации первой. Разброс цен ФЭК по регионам не превышает 1,8 раза (для населения - 1,3), а по Сценарию 0 он достиг 7,6 раза (табл. 1). В газодобывающих регионах действующая цена заметно выше себестоимости, и на Северном Кавказе цены ФЭК, наоборот, занижены. Средневзвешенная себестоимость (с учетом размеров потребления в каждом регионе) составила 483,7 руб./ 1000 м3, что в 1,5 раза ниже среднероссийской промышленной цены ФЭК и в 1,4 раза ниже средневзвешенной цены ФЭК для обеих групп российских потребителей.

Расчет цены при достижении самоокупаемости ДО (Сценарий 1) По Сценарию 1, в модель заложена прибыль, которую должно получать каждое ДО при работе на внутреннем рынке. Для этого в формулах (1) и (2), к себестоимости газа (У) добавлена норма прибыли (К). Ее уровень бывает разным. В Газпроме обычно исходят из минимальной нормы 15% для добычи и 12% для транспорта газа. Рентабельность работы на западных рынках достигает 50%. В Сценарий 1 заложены 25% - стандартная прибыльность оптовой торговли.

Цены газа по Сценарию 1 вытекают из себестоимости по Сценарию 0. Добавка всюду одинаковой нормы прибыли не меняет их дифференциации, просто поднимая цену на 1/4. Рассчитанная таким путем цена газа в среднем по РФ ниже цены ФЭК: в 1,2 раза - для промышленности и в 1,13 раза - для обеих групп потребителей. Однако она в 1,22 раза выше оптовой цены для населения (табл. 1,2; рис.3). Осреднение цен по субъектам РФ, конечно, скрадывает часть деталей. Для лучшего представления о ценовых «волнах» Сценария 1 дополнительно составлена карта методом изокост, рассчитанных по всем пунктам ЕСГ без привязки к регионам (рис. 4).

6 Удельные эксплуатационные расходы на добычу и, особенно, перекачку газа связаны с размерами ДО: у крупных, чьи мощности задействованы полностью, они ниже. Магистрали «Томсктрансгаза» выполняют небольшой объем работы из-за недогрузки восточного направления. Себестоимость у этого ДО вдвое выше средней по ЕСГ и в 4-5 раз выше, чем у крупнейших транспортных ДО. 12

Рис. 2. Оптовые цены ФЭК на газ для населения и промышленности в 2003 г. по ценовым поясам РФ. руб /1000 м1

Рис. 3. Расчетные себестоимость и цена газа по регионам РФ (Сценарии 0 и 1) руб Л000 м*

Легенда 1 для цен по Сценарию О*

Рис. 4. Ареальная карта оптовых цен на газ по Сценарию 1 при достижении самоокупаемости газовых обществ, составленная на основе данных по каждой КС.

□ □□

100- 200- 300- 400-200 300 400 500

-трубопроводы ЕСГ О - пункты ЕСГ (компрессорные станции) Цена газа, руб./1000 мк

500- 600- 700- 800- 900- 1000-1100-1200-1300- Терр., 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 неохв.

ЕСГ

Рис. 5. Профиль роста цены по трассе газопровода

Уренгой-Помары-Ужгород, долл./1000 м3

$

Рис. в. Оптовые равновесные цены на газ европейского уровня (Сценарий 2)

рубЛООО ма

менее 700 от 700 до 900 от 900 до 1100 (_ от 1100 до 14003 от 1400 до 1700В от 1700 до 19601 ог 1850 до 2200Щ более 2200 нет дома

Рис. 7. Ареальная карта оптовых цен на газ по Сценарию 2, соответствующих уровню европейского рынка.

-трубопроводы ЕС Г

О - пункты ЕСГ (компрессорные станции) Цена газа, рубЛООО мк

1Ш1Ш§

200- 400- 600- 800- 1000-1200-1400-1600-1800-2000-2200-2400- Терр., 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 не охв.

ЕСГ

Рис.8. Градиент роста зависимости населения от потребления природного газа и одновременного падения уровня покупательной способности населения

И Н И условная линия раздела «зон уязвимости»

Рис. 9. Последствия для населения регионов при переходе к ценам на газ по Сценарию 1

Крайне мягкие Мягкие Средние Тяжелые Крайне тяжелые Отсутствуют/нет [ данных

Рис. 10. Последствия для промышленности регионов при переходе к ценам на газ по Сценарию 1

Крайне тяжелые ЯЩ Отсутствуют/нет I I

Рис. 11. Последствия для населения регионов при переходе к ценам на газ по Сценарию 2

Позитивные /

Благоприятные ■

Средние §§

Незначительные Г_

Крайне неанач С

Крайне мягкие Г Мягкие Г Средние 1 Тяжелые I Крайне тяжелые I Отсутствуют/нет [ данных

Рис. 12. Последствия для промышленности регионов при переходе к ценам на газ по Сценарию 2

Позитивные

Благоприятные! Средние Незначительные Крайне иеэнач I

Средние Тяжелые Крайне тяжелые Отсутствуют/нет данных

Табл. 1. Величина регионального разброса оптовых цен на газ по различным сценариям

Результаты моделирования по сценариям Цены ФЭК для потребительских групп

0 1 2 Промышленности Населения Средневзв йля обеих групп

Отношение цен max/min 7,61 7,61 14,01 1,78 1,31 1,74

Табл. 2. Величины средневзвешенных оптовых цен ФЭК, ней по сценариям моделирования и их соотношения между собой.'

руб./м' Результаты моделирования по сценариям Средние цены ФЭК для групп

0 1 2 Пром-сти Населения Средневзв потребление

483,67 604,59 1544,39 724,92 495,70 685,11

Результаты моделировано* 0 483,67 1,00 1,25 3.19 1.50 1.02 1.42

1 604,59 0,80 1,00 2,55 120 0,82 1,13

г 1544,39 0,31 0,39 1,00 0,47 0,32 0,44

Средние цены Пром-сти 724,92 0,67 0,83 2,13 1,00 0,68 0,95

Населения 495,70 0,98 1,22 3,12 1,48 1,00 1,38

Средневзв потребп 685,11 0,71 0,88 2,25 1,06 0,72 1,00

1 Отношения величин в соответствующих столбцах таблицы к величинам в строках

В Сценарий 1 заложена «маржинальная» схема линейной зависимости оптовой цены газа от дальности его перекачки - цена растет равномерно с расстоянием. Тарифная сетка ФЭК построена по «усредняющей» схеме: при больших расстояниях цены растут медленнее. Но Сценарий 1 требует, чтобы каждое транспортное ДО, владея своим участком сети, не имело убытков. И даже если все общества применят на своих участках усредняющие тарифы, их общая зависимость от расстояния все равно примет «маржинальный» вид (сам термин предполагает, что цены обеспечивают ДО одинаковую маржу).

Моделирование цен путем их приведения к «европейскому базису» (Сценарий 2)

С выходом российского газа на международный рынок «усредняющая» схема перестает действовать на практике. Наоборот, тариф резко возрастает. Причин, как минимум, три: а) компенсация за счет экспорта внутренних убытков («дифференцирующий» принцип, обратный «усредняющему»,); б) повышение на Западе платежеспособного спроса и общего уровня цен; в) ограниченная пропускная способность наших экспортных трасс.

Сценарий 2 расширяет основания для моделирования внутренних цен на газ, вводя в модель цены европейского рынка как своего рода верхний базис. Правда, газ там единой цены не имеет, она зависит от конкретных условий контрактов. Можно говорить лишь о том, что европейская оптовая цена начинается с уровня в НО долл./1000 м3. Для России «европейские» цены - это цены того же уровня с учетом дальности транспортировки газа (так называемые европейские равновесные цены). Тем самым «ступенчатый» рост цен в западном направлении преобразуется в плавный. Тип искомой линии может быть разным; простейшим решением будет прямая линейная связь тарифа с расстоянием.

Примером служит трасса газопровода Уренгой - Помары - Ужгород (рис. 5). В Ямало-Ненецком АО, где он берет начало, средняя цена ФЭК составляет 15 долл./1000 м\ За Ужгородом, в Словакии, на расстоянии 5000 км от мест добычи, цена достигает нижнего европейского уровня в ПО долл./1000 м3 и далее растет с расстоянием более или менее равномерно. Соединив начальный и конечный пункты газопровода Уренгой - Помары - Ужгород, получим ту линейную зависимость цены газа от расстояния, по которой должны расти тарифы на территории России, если внутренние цены подчинятся общей «маржинальной» схеме, но уже с внешней, европейской верхней базой ценового градиента. Такая зависимость примет вид у = 0,0201х + 10,476. Это значит, что при перекачке на каждые 100 км цена 1000 м3 газа увеличивается примерно на 2 долл. (58 руб.). При действующих тарифах ФЭК она растет в 10 раз медленнее. Такой темп роста цены с расстоянием превосходит в несколько раз и средние темпы, полученные для ДО по предыдущим сценариям.

Итак, в расчете Сценария 2 введен единый для всех транспортных обществ тариф на их услуги, равный 2 долл./1000 м3 /100 км. В качестве цены добычи для Сценария 2, при недостатке данных о европейской цене газа на выходе из скважин, взята ее себестоимость по ДО Газпрома с добавкой 25% нормы прибыли, как и в Сценарии 1. Региональные оптовые цены Сценария 2 показаны на рис. 6. У транспортных ДО с большим объемом работы и низкими удельными затратами на перекачку газа (по Сценариям 0 и 1), тарифы в Сценарии 2 вырастут в 4-5 раз. В итоге, средняя цена на территории ЕСГ по Сценарию 2 составит 1544 руб./м3,

увеличившись в 2,5 раза по сравнению со Сценарием 1 и более чем в 3 раза - по сравнению со средней ценой ФЭК для населения (табл. 2).

Географически Сценарий 2 отражает еще более резкое нарастание цен с востока на запад. При единой ставке транспортного тарифа, главным фактором вариации цен станет дистанция перекачки газа. Это и видно на рис. 6. Цена максимальна в далеком от Ямала Калининграде - 2423 руб./1000 м3. Высоки цены на Северном Кавказе - в Дагестане, Кабардино-Балкарии, Чечне. Анализируя изменения географии цен по Сценарию 2 в сравнении со Сценарием 1, можно утверждать, что сильнее всего цена газа растет на Урале, в Поволжье и отчасти в Центре России. Этот «Срединный массив» снабжают ДО с низкой себестоимостью его транспортировки, в связи с чем цена газа по Сценарию 1 здесь была невысокой. При едином газотранспортном тарифе она увеличивается более чем втрое. Зато мало меняется цена в добывающих регионах (на Ямале, в Астраханской области), где транспорт газа вообще слабо влияет на конечную цену, и в южной Сибири, где общий сценарный тариф практически совпал с ценой «Томсктрансгаза» по Сценарию 1. Для Сценария 2 также дополнительно была составлена карта методом изокост (рис. 7).

Главная особенность Сценария 2 — резкая дифференциация цен, отражаемая величиной их регионального разброса (перепада). Она стала 14-кратной (табл. 3). Для населения сильнее всего повысятся цены на Северном Кавказе, в Калининградской и других областях к западу от «Срединного массива» (Брянской, Курской, Орловской), а также в г. Москве. Там цена увеличится 4-4,5 раза и более. Значительно, более чем вдвое, она возрастет почти повсюду к западу от Урала. В добывающих Ямало-Ненецком АО, Астраханской области, а также в Калмыкии цена снизится, причем в Астраханской обл. весьма ощутимо - в 2,6 раза. Для промышленных потребителей самое значительное подорожание - до троекратного — произойдет на Северном Кавказе (особенно в Дагестане), в Калининградском анклаве, в Подмосковье и к юго-западу от него, а также в Костромской области.

Переход к «американским» ценам на газ, добываемый в России (условно-гипотетический Сценарий 3)

Цен европейского газа, рассчитанных при выходе из скважин без учета транспортировки, автору уточнить не удалось. Зато они доступны по рынку США. Используя их как дополнительный вариант, рассчитаем цену газа в России при усредненной за 1999-2003 гг. американской цене добываемого газа в 125,88 долл./ЮОО м3 (3650,5 руб.) и ставке транспортного тарифа, равной тем же 2 долл./1000 м3 /100 км (58 руб.). Цена добычи в 24,5 раза выше средней заложенной в качестве входного параметра в Сценарий 2, что лишний раз подчеркивает абстрактность суждений о переходе к «мировым» или «западным» ценам на газ в нашей стране.

Расчет сделан ради условного примера, поскольку цены в США, при автономности их рынка, почти не влияют на европейские и российские. Гипотетический Сценарий 3 - это цены на газ полностью свободного рынка энергоресурсов в стране с их крупным потреблением, высокими ценами и платежеспособностью, продвинувшейся дальше многих других по признакам «экономического перехода».

География цен на территории ЕСГ при Сценарии 3 сходна с таковой по Сценарию 2 ввиду идентичности транспортных тарифов. Но средняя цена составит 5050,3 руб., что в 7,4 раза выше действующей цены ФЭК, более чем в 8 раз выше цены по Сценарию 1 и в 3,2 раза выше, чем в Сценарии 2. А вот региональный разброс составит 1,6 раза. Сценарий 3 рисует перспективу столь резкого подорожания газа как такового, что оно подавит и нивелирует дифференциацию, связанную с транспортным фактором. Такое же действие на цены, только более низкого уровня, по сути оказывает «усредняющая» политика ФЭК. Значит, эти противоположные подходы к ценообразованию влияют на территориальную дифференциацию цен одинаково, оказываясь для нее эквифинальными.

Региональные социально-экономические последствия реформирования цен на газ

Выявление последствий перехода к рыночным ценам на газ опирается на анализ зависимости населения и предприятий от природного (сетевого) газа как топлива или сырья на уровне регионов-субъектов РФ. Такую «газозависимость» отражают объемы потребления газа в абсолютном и удельном выражении в целом по региону, а также по основным группам потребителей. Объем потребления велик в г. Москве, Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском АО, в ряде промышленных регионов со значительным населением. Очаги абсолютной зависимости географически приурочены к трассам магистральных газопроводов. Наименьший объем сетевого газа потребляют северо-западные и южные окраины страны. Относительная, или структурная, зависимость (доля газа в объеме потребляемых топливных ресурсов) отличается от абсолютной. Наиболее «газозависимы» регионы Центра (доля газа выше 75%) и Юга России (более 85%), в наименьшей мере - юг Западной Сибири и Северо-Запад (ниже 10%).

Потребление газа населением

«Газозависимостью» отличаются жители республик Северного Кавказа и Ставрополья. Подача им газа превышает 1 тыс. м3 на человека в год (в Северной Осетии - до 2,2 тыс. м3). Средний показатель для Южного ФО составляет 678 м7 чел. По ЕСГ он вдвое меньше, на Севере и в Уральском Округе не превышает 100 м3, в Сибирском - ниже 10 м3. Платежеспособность населения (душевые доходы и их отношение к прожиточному минимуму) в «газозависимых» районах близка к минимальной по РФ, а в ряде южных республик (Ингушетия, Дагестан) и областей Средней полосы (Ивановская, Тверская, Ульяновская) учитываемые статистикой среднедушевые доходы ниже прожиточного минимума.

Доля газа в расходах населения при нынешних ценах ФЭК и средних по всей ЕСГ объемах потребления газа составляет 0,39%, но цифра сама по себе условна.' За счет низких доходов и расходов максимальна доля затрат на газ у населения северокавказских республик: 3-5%, а в Ингушетии - около 10%. «Социальная газозависимость» высока и в других «бедных» регионах с большим потреблением газа, приуроченных к полосе южнее Москвы: от Брянска и Белгорода до Оренбурга. Обратная ситуация - в местах со слабой газификацией (юг Сибири, Северо-Запад) или с богатым населением (Москва и С.-Петербург, Тюменская, Пермская, Свердловская обл.).

7 Речь идет об оптовых ценах, а население платит по розничным. Однако последние зависят от оптовых, так что показатель пригоден для оценки региональной дифференциации затрат населения на бытовой газ.

Сценарные цены на газ: оценка уязвимости населения

При ценах Сценария 1 доля расходов населения на газ в среднем по ЕСГ поднимется всего на 1/5, в срединной полосе вырастет в 1,1 - 1,8 раза, а на юге за счет скачка цен - в 2-2,5 раза (жителям Северного Кавказа местами придется тратить на газ 10-20%). По ценам Сценария 2 удельные траты населения на газ по всей ЕСГ вырастут более чем в 2,5 раза против Сценария 1 и втрое по сравнению с нынешними. В срединной полосе доля платы за газ достигнет 3-6%, в республиках Юга России - 10-20%, а в Ингушетии - целых 40%. Очевидно, что такие оптовые цены на бытовой газ нереальны. По гипотетическому Сценарию 3, траты на газ населения южных республик РФ превысят 20% (нормативный предел оплаты всех услуг ЖКХ), а в Ингушетии составят 108% учтенных расходов. Еще в 11 регионах они окажутся выше 10%, что, видимо, тоже чрезмерно.

Итак, географические контрасты газозависимости населения выражены предельно ярко. Территория ЕСГ делится на две части линией, идущей с северо-запада на юго-восток - от Ленинградской области к Челябинской. С северо-востока на юго-запад, перпендикулярно ей, растет зависимость населения от сетевого газа, а доходы и платежеспособность падают (рис. 8). К югу от данной линии почти везде, кроме гт. Москвы, Санкт-Петербург, Астраханской обл. и Калмыкии, следует ожидать серьезных социальных проблем в связи с дорожанием газа, особенно при переходе к «европейским» ценам Сценария 2. Для населения, проживающего севернее той же линии (Сибирский, Уральский и Северо-Западный ФО), оба главных сценария не вызовут затруднений с оплатой газа - за счет небольшого потребления, слабой газификации этих территорий.

Промышленное потребление

Потребление газа промышленностью России в 7 с лишним раз больше его потребления населением. Основные отрасли-потребители (в порядке убывания объемов): электроэнергетика, металлургическая, агрохимическая (производство азотных удобрений), нефтяная и нефтехимическая, газовая (газ на собственные нужды), АПК, а также цементная промышленность.

Лидеры промышленного потребления газа - крупные индустриальные регионы с газифицированным производством: северотюменские округа, уральские (Свердловская, Пермская, Челябинская, Оренбургская обл., респ. Башкортостан), поволжские (Самарская обл., респ. Татарстан), столичные (Московский регион, С.Петербург). Газоемкость отличает газодобывающие регионы: Ямало-Ненецкий АО, Оренбургскую, Астраханскую обл. Там она в 3-4 раза выше среднероссийской — до 300-70 м3 на 1000 рублей выпускаемой промышленной продукции. Газоемко производство Костромской и Рязанской областей, Ставропольского края и Карачаево-Черкессии (в 2-3 раза выше средней). Ниже всего показатели Калининградской обл., Карелии, Калмыкии и Алтайского края (до 20 м3/1000 руб.).

Электроэнергетика

Эта отрасль потребляет почти 39% природного газа, реализуемого на внутреннем рынке, и зависит от него гораздо сильнее, чем в большинстве развитых стран. Ее главные центры - Ханты-Мансийский АО, Свердловская, Саратовская, Ленинградская обл. и г. Москва (более 30% электроэнергии, генерируемой в сфере действия ЕСГ). География структурной зависимости иная. Несмотря на большой объем энергопроизводства, мало газа потребляют Ленинградская обл., где велика 20

доля АЭС, Западная Сибирь, где ТЭС работают на угле, волжские регионы с мощными ГЭС. Высока газоемкость энергетики ряда регионов Урало-Поволжья и Центра России. Средний показатель по ЕСГ -198 M3/1000 кВт-ч.

Географическое положение Урала (кроме Курганской обл.), близкого к газовым промыслам, определяет потенциально невысокие цены на голубое топливо. Сценарий 1 влечет за собой заметное снижение оптовой цены для промышленности, а Сценарий 2 - их наименьший по сравнению с иными районами рост.

В главных регионах Приволжья, где многие ТЭС работают на газе, энергетика диверсифицирована (волжские и камские ГЭС, Балаковская АЭС), что снижает ее зависимость от газа. Выше всего она в Пензенской и Ульяновской обл., респ. Мордовия, где мощности невелики. При Сценарии 1 цена снизится во всех регионах (особенно в газо до бывающей Оренбургской и в расположенной ближе к Ямалу Пермской обл.). Сценарий 2 поднимает цену более чем вдвое лишь в западной части Приволжья.

На Северо-Западе, где энергетика большинства регионов не слишком зависима от газа, выделяются Калининградский эксклав, удаленный от мест добычи газа и имеющий газоемкое производство электроэнергии, Санкт-Петербург, где энергетика мощнее и еще более газоемка (тогда как при Сценарии 2 газ в северной столице подорожает почти в 2,5 раза) и Новгородская область.

В Центре потребление огромно в Москве, поглощающей почти 15% газа, отгружаемого российской энергетике, в Костромской (2,3%), Рязанской (2,4%) и Тверской (2%) областях. По газоемкости впереди та же Москва, где все ТЭЦ работают на газе, но за ней следуют другие области: Ивановская, Брянская, Владимирская, Тамбовская, Орловская, Ярославская и, особенно, Белгородская (775 M3/1000 КВТ-Ч - абсолютный максимум на территории ЕСГ). По Сценарию 2 цена почти утроится, сказываясь на всех областях Центра, кроме Смоленской и Курской, где доминируют АЭС.

Электроэнергетика Юга России не очень газоемка, но газ — главное топливо электростанций, особенно Ставропольского и Краснодарского края. Из-за удаленности от основных мест добычи он резко подорожает даже при Сценарии 1. Энергетика Ставрополья, Кубани, Ростовской области, а также зависящие от нее смежные республики (кроме Дагестана) рискуют испытать самые негативные последствия.

Черная металлургия

Металлургия и, прежде всего, сталеварение, получает более 9% газа, отгружаемого промышленности. По абсолютному потреблению лидируют Челябинская (24%) и Свердловская обл. (15%), а наиболее газоемко не очень крупное производство под Москвой и в Башкортостане, где на тонну стали идет 1529 и 1337 м3 газа (наименее - в Кировской обл.: 22 м3/т). Из главных областей-металлургов газоемкость выделяет Белгородскую, Свердловскую, Оренбургскую (735, 628 и 541 м3/т). В Кемеровской, Липецкой, Вологодской обл. удельное потребление меньше (от 167 до 262 м3/т).

Сценарные цены болезненнее всего отразятся на Белгородской области со Старооскольским МК. Это самое газоемкое предприятие из крупнейших

металлургических.8 Цены же там растут интенсивно. Среди менее значимых производителей возможен кризис в Подмосковье (Электросталь, Ступино) и в Башкортостане в связи с высокой газоемкостью тамошних заводов, но лишь при Сценарии 2. Для прочих производителей стали динамика цен будет примерно одинаковой. За счет невысокой газоемкости выгоднее положение комбината Северсталь и кузбасского объединения Евразхолдинг. А вот в Липецке, при невысокой газоемкости, рост цен будет ощутимым. Зато выиграет металлургия Оренбургской области (Новотроицка), где по обоим сценариям цены на газ ниже действующих цен ФЭК.

Цементная промышленность

Вариация потребления газа предприятиями этой подотрасли, в целом, подобна вариациям объема производства. Когда оно невелико, незначительно и потребление. Выделяются крупные производители в Белгородской и Брянской областях, а по газоемкости - Карачаево-Черкессия, Саратовская, Ульяновская, та же Белгородская и Волгоградская обл., Краснодарский край, Мордовия. До трех раз ниже газоемкость производства цемента на Урале (Свердловская, Челябинская, Пермская, Оренбургская обл.), в Кемеровской, Брянской и Липецкой областях.

Сценарий 1 сильно удорожает производство цемента на крайнем юге России — в Карачаево-Черкессии и Краснодарском крае, где наблюдается самое неблагоприятное сочетание высокой газоемкости и роста цен при этом сценарии. Примерно на 20% цена поднимется в Кемеровской обл., но, при меньшей газоемкости производства, это не критично. Цены Сценария 2 добавят к числу регионов с резко дорожающим цементным производством Белгородскую, Волгоградскую, Саратовскую, Ульяновскую и Московскую области. Минимальный ущерб понесут наименее газозависимые цементные производства Урала. При переходе к Сценарию 1 цена здесь снизится до двух раз, а при Сценарии 2 -вырастет меньше, чем в остальных регионах.

Агрохимическая промышленность (производство азотных удобрений)

Азотно-туковая промышленность использует газ как сырье. Заводы с его максимальным потреблением находятся в Самарской, Пермской и Тульской обл., вместе получая до 50% газа, отгружаемого отрасли. Прочий поступает в Новгородскую, Вологодскую, Кировскую («пунктир» крупных заводов вдоль северных газовых трасс), Воронежскую, Кемеровскую обл. и на Ставрополье. Лидером по газоемкости является ОАО «Тольяттиазот» (8-9 тыс.м3 /1т продукции). Следом идут ОАО «Аммофос» в Череповце (6,3 тыс. м7т), АО «Азот» в г. Березники Пермской обл. (4,8 тыс. м3/т) и тульский НАК «Азот» (4,3 тыс. м3/т).

Наименее уязвимо по сравнению с остальными регионами производство в Кирово-Чепецке, где при среднем уровне газоемкости невелики цены ФЭК и модельные. Кемеровское НАК «Азот» выиграет по сравнению с другими лишь при достижении европейского уровня цен. По Сценарию 1, это производство будет невыгодным. Для тульского «Азота», наоборот, опасен Сценарий 2: для газоемкого производства цены европейского уровня окажутся высокими. Определяющим

8 То, что оно также электроемко, а электростанции области, в свою очередь, зависят от газа, не является критическим фактором, так как электрометаллургия в Старом Осколе использует, прежде всего, энергию Курской и Нововоронежской АЭС.

негативным фактором при реформировании цен для производств в Вологодской и Пермской областях будет их высокая газоемкость, несмотря на низкие и действующие, и сценарные цены на газ. В наихудшем положении находятся россошанское АО «Минудобрения» в Воронежской обл. (высоки газоемкость, нынешние и модельные цены), «Невинномысский азот» (при средней газоемкости максимально высоки сценарные цены) и заводы Самарской области (из-за крайне высокой газоемкости и несмотря на средний уровень цен в Поволжье).

«Уязвимые»регионы и политика цен

Подводя итоги, отметим, что с переходом к рыночным ценам на газ, обеспечивающим самоокупаемость газового комплекса (Сценарий 1), в сложном положении окажутся регионы, где проживает почти 30 % населения европейской территории России (более 1Л населения всей страны, потребляющего 56% всего отпускаемого ему газа; см. рис. 9). Промышленные регионы, для которых Сценарий 1 вызовет негативные последствия, потребляют 12% всего промышленного газа, вырабатывают 13 % общероссийского ВРП, 11 % промышленной продукции страны и 14 % - ее европейской части, охваченной ЕСГ. Для этих регионов характерны особенно высокая зависимость от газа и рост цен на него. Последствия для промышленности по Сценарию 1 территориально подчинены тому же градиенту, что и последствия для населения, хотя менее строго (рис. 10).

Переход к равновесным ценам европейского рынка расширит географию регионов, где следует ожидать негативных последствий. Сценарий 2 отрицательно скажется на территории, где проживает 56% населения европейской части России (более Уг населения всей страны) и потребляется почти 90% газа для населения (рис.11). Регионы, в которых при данном сценарии пострадают промышленные потребители, потребляют 71% всего промышленного газа, производят почти 70 % общероссийского ВРП, более половины совокупной промышленной продукции всей России и % продукции европейской части, охваченной ЕСГ (рис. 12). Их география сложнее, чем по обоим сценариям для населения. Промышленные регионы, сильно «страдающие» при Сценарии 2, группируются в три широтные полосы, которые пересекают европейскую часть страны; среди них выделяется срединная.

Нынешнее государственно-корпоративное регулирование цен фактически в немалой мере субсидирует потенциально кризисные регионы за счет других, более близких к местам добычи газа. Переход к рыночным ценам (порой даже по Сценарию 1) и устранение межрегионального субсидирования неминуемо приведет к подорожанию голубого топлива.

В качестве формы государственного вмешательства в ценообразование для населения возможна особая, отступающая от рыночных принципов политика для кризисных территорий. Например, введение специальных дальних поясов, где цены остались бы временно заниженными. В России нельзя не учитывать доходы населения и предприятий, объемы потребления газа и зависимость от него, чтобы инфляционные «шоки» не привели к разрушительным последствиям. Поэтому полный отказ государства от контроля цен на газ недопустим па первых этапах. Во избежание кризисов, придется сохранять элементы политики межрегионального субсидирования, что нельзя назвать рыночным решением

В промышленной политике сдвиги в ценообразовании тоже потребуют усилий, направленных на преодоление кризисных ситуаций. Они во многом являются всеобщими, несмотря на разное развитие событий в регионах.

Так, электроэнергетике всех (даже восточных) регионов, необходима диверсификация топливной базы. Для политики в этой сфере остро стоит вопрос о возвращении угля в региональные балансы, а также о развитии гидро- и атомной энергетики. Анализ газозависимости отрасли показывает, что в регионах с мощными ГЭС и АЭС рыночные цены на газ не станут проблемой. Напомним, что природным газом страна обеспечена на гораздо меньший срок, нежели углем, не говоря о ядерных и гидроресурсах.

Крупные энергопроизводители в Московском регионе, Петербурге, Костромской и Ростовской обл., Ставропольском и Краснодарском краях вынуждены будут резко повысить свои цены и заняться снижением материальных затрат. Но переход на угольное топливо, которое при сценарных ценах на газ станет дешевле метана, возможен не везде по экологическим причинам. В ряде других газозависимых областей (Пензенская, Ульяновская, Калининградская, Новогородская) и в Мордовии придется либо повышать цену электроэнергии, либо сокращать ее выработку. При ее малом масштабе, удельные затраты, вероятно, все равно будут выше отпускных цен в соседних регионах, что может привести к полному переключению на внешние поставки.

Политика цен на газ для большинства промышленных потребителей все таки должна устранять их субсидирование, искажающее оценки эффективности производства. Особый потребительский статус могут иметь объекты жизнеобеспечения и государственной важности, зависящие скорее от электроснабжения. Для других, особенно экспортных производств (черная металлургия, производство удобрений), это просто некорректно. Субсидируя, например, металлургов, Газпром затем покупает их прокатную продукцию отнюдь не по льготной цене.

Конечно, цены нельзя резко повысить до такого уровня, который неминуемо привел бы к остановке промышленности в «уязвимых» регионах. Поэтому, если Сценарий 1 в целом можно признать пригодным к реализации, то к Сценарию 2 нужна самая серьезная подготовка. Несмотря на это, ценовая политика должна ориентировать потребителя на известную динамику цен, которые в итоге достигли бы европейского (равновесного) уровня в течение ряда переходных лет.

На защиту выносятся следующие результаты исследования:

1. Средневзвешенная цена по Сценарию 1 немного ниже действующей оптовой цены ФЭК. При Сценарии 2 она гораздо выше. Разброс оптовых цен на газ по регионам, согласно модели, на порядок превосходит разброс цен ФЭК, свидетельствуя о высоком уровне существующего межрегионального субсидирования на внутреннем рынке газа. Это составляет главную проблему его территориальной дифференциации.

2. Европейская территория России, охваченная ЕСГ, делится на две части линией Санкт-Петербург - Челябинск. Перпендикулярно ей с северо-востока на юго-запад растет зависимость населения от потребления сетевого газа, а его доходы и платежеспособность падают. При переходе от цен ФЭК к ценам Сценария 1 и затем Сценария 2, в регионах, лежащих южнее условной линии раздела зон 24

«ценовой уязвимости» населения, доля затрат на газ в его расходах последовательно повышается, а к северу от нее - меняется мало или (в ряде сибирских регионов) не меняется совсем. География промышленной «уязвимости» носит более сложный характер.

3. Переход к самоокупаемости предприятий Газпрома и, особенно, к равновесным ценам европейского рынка должен проводиться с крайней осторожностью (второй пока вообще вряд ли возможен), поскольку угрожает кризисом многим (при Сценарии 2 почти всем) регионам России к западу от Урала. Северный Кавказ без специальной политики может оказаться в состоянии социально- экономической катастрофы.

4. Для всей западной части страны актуальна задача снижения доли газа в структуре топливно-энергетического баланса (прежде всего за счет угля) в качестве подготовки к рыночным ценам на газ и «амортизатора» последствий перехода к ним. На Северном Кавказе и в ряде других районов следует активнее использовать местные альтернативные энергоресурсы.

5. Принцип имитационного моделирования и разработанное нами компьютерное приложение позволяют проводить прогнозные расчеты цен на газ по любому числу сценариев, варьируя входными параметрами. Они также пригодны для исследований территориальной дифференциации цен и иных параметров, зависящих от фактора расстояния.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Компьютерное моделирование отраслей народного хозяйства // Регионализация и дифференциация в современном мире. Смоленск, 2001, с. 44-48.

2. Информационные системы, как неотъемлемый инструмент для принятия решений // Интеллектуальные и информационные ресурсы и структуры для регионального развития. М.: ИГ РАН, 2002 с. 85-90.

3. Газ России и ОАО Газпром. Экономика, политика, география // Города и городские агломерации в региональном развитии. М.: ИГ РАН, 2003 с. 293-300.

4. Опыт имитационного моделирования отдельных отраслей хозяйства (на примере Украины) // Вестник Московского университета, серия география, 2004, № 1, с. 46-52.

5. Газовая отрасль России: экономико-географические проблемы и моделирование перехода к рынку // Известия РАН, серия географическая 2004, № 5, с 53-65.

Содержание работы:

Введение

Глава 1 Предпосылки реформирования газовой промышленности России и методы имитационного моделирования

1.1 Газовая промышленность России, как объект реформирования

1.1.1 Актуальные проблемы газовой промышленности

1.1.2 Специфика газовой отрасли

1.1.3 Газовая империя: оргструктура и география

1.1.4 Цены на газ на внешнем и внутреннем рынках

1.1.5 Подходы к реформированию ценообразования

1.2 Информационно-вычислительные методы и модели в экономической географии

1.2.1 Математические методы, прогнозы и модели в географии

1.2.2 Математические модели и имитационное моделирование территориально-экономических процессов

1.2.3 Информационные технологии в современных исследованиях Глава 2 Моделирование сценариев перехода к территориально дифференцированному рыночному ценообразованию в газовой промышленности

- 2.1 Основные сценарии и задачи моделирования

2.2 Входные параметры модели

2.3 Общий алгоритм и техника расчета

2.4 Моделирование сценариев и результаты расчета модели

2.4.1 Моделирование на основе фактической себестоимости газа

2.4.2 Моделирование на основе градиентного возрастания цен к верхнему базису

Глава 3 Анализ региональных социально-экономических последствий реформирования цен на газ

3.1 Метод анализа и проблемы с исходными данными

3.2 Анализ общего потребления газа в регионах

3.3 Потребление газа населением

3.3.1 Размеры потребления и «газозависимость» населения

3.3.2 Сценарные цены на газ: оценка уязвимости населения

3.4 Промышленное потребление

3.4.1 Электроэнергетика

3.4.2 Черная металлургия

3.4.3 Цементная промышленность

3.4.4 Агрохимическая промышленность (производство азотных минеральных удобрений)

Заключение

-i <>

/ ctl Nj

07

г

Содержание диссертации, кандидата географических наук, Тарасов, Пётр Сергеевич

Введение.

Глава 1. Предпосылки реформирования газовой промышленности России и методы имитационного моделирования.

1. Газовая промышленность России, как объект реформирования.

1.1. Актуальные проблемы газовой промышленности.

1.2. Специфика газовой отрасли.

1.3. Газовая империя: оргструктура и география.

Добыча газа.

Транспортировка и реализация газа.

1.4. Цены на газ на внешнем и внутреннем рынках.

1.5. Подходы к реформированию ценообразования.

2. Информационно-вычислительные методы и модели в экономической географии.

2.1. Математические методы, прогнозы и модели в географии.

2.2. Математические модели и имитационное моделирование территориально-экономических процессов.

Задачи моделирования, основные типы моделей.

Имитационное моделирование.

2.3. Информационные технологии в современных исследованиях.

Системы поддержки принятия решений.

Геоинформационные системы.

Глава 2. Моделирование сценариев перехода к территориально дифференцированному рыночному ценообразованию в газовой промышленности.

2.1. Основные сценарии и задачи моделирования.

2.2. Входные параметры модели.

2.3. Общий алгоритм и техника расчета.

2.4. Моделирование сценариев и результаты расчета модели.

2.4.1. Моделирование на основе фактической себестоимости газа (дополнительный сценарий 0 и основной сценарий 1):.

Расчет себестоимости газа в регионах (Сценарий 0).

Расчет цены газа в регионах для достижения уровня самоокупаемости

Сценарий 1).

2.4.2 Моделирование на основе градиентного возрастания цен к верхнему базису.

Переход к «европейским» ценам на газ в России (Сценарий 2).

Переход к «американским» ценам на газ, добываемый в России (условно-гипотетический Сценарий 3).

Глава 3 Анализ региональных социально-экономических последствий реформирования цен на газ.

3.1. Метод анализа и проблемы с исходными данными.

3.2. Анализ общего потребления газа в регионах.

3.3. Потребление газа населением.

3.3.1. Размеры потребления и «газозависимость» населения.

3.3.2. Сценарные цены на газ: оценка уязвимости населения.

3.4. Промышленное потребление.

3.4.4 .Электроэнергетика.

Западная Сибирь (Сибирский ФО).

Уральский ФО.

Приволжский ФО.

Северо-Западный ФО (Энергозона Северо-Запада).

Центральный ФО.

Южный ФО (Энергозона Северного Кавказа).

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Территориальная дифференциация цен на природный газ в России: рыночные изменения и их последствия"

Современная российская экономика, проходящая путь от директивно-планового управления к законам свободного рынка, пока еще далека от его завершения. Соответствующие реформы более или менее удачно завершены в немногих отраслях, чьи организационные структуры, принципы управления вполне эффективны и соответствуют поставленным целям. Есть и такие сферы, где ключевые перемены лишь продекларированы. Более того, можно утверждать, что российская экономика находится на перепутье, поскольку негативный опыт рыночных преобразований в отдельных случаях вынуждает проводить реформы обратной направленности. В любом случае вопрос о последствиях реформирования переходной экономики страны и принципов функционирования социальной сферы представляется особенно актуальным.1 Необходимо как можно тщательнее просчитывать все варианты и сценарии проводимых преобразований, учитывая при этом максимальное число различных факторов.

В последнее время все острее звучит полемика по поводу реформы в газовом комплексе России. Из всех топливно-энергетических отраслей газовая подверглась рыночной. трансформации в наименьшей мере, вследствие чего до сих пор сохранила черты управления советского типа. Одним из главных поводов для реформирования служат механизмы ценообразования. До сих пор жесткий государственный контроль, удерживая цены на низком уровне, практически не позволял обеспечить безубыточную реализацию газа на внутреннем рынке.

Такие цены представляют собой классическую «палку о двух концах». С одной стороны, дешевый газ — важный гарант относительной социальной стабильности, поскольку бедный отечественный потребитель, прежде всего население, попросту не в состоянии оплачивать газ по более высоким (западным) ценам. С другой стороны, та же дешевизна - причина серьезных

1 Последний неудачных опыт реформ, связанный с монетизацией льгот, это лишь подтверждает. проблем российской экономики: газового «перекоса» в топливном балансе ряда регионов, составляющего угрозу энергетической безопасности страны, расточительного использования газа и отсутствия мотивации отечественного потребителя к газосбережению. Отсюда повышенная газоемкость экономики и снижение ее конкурентоспособности.

По-видимому, это часть более широкой проблемы так называемого макроэкономического перехода от цен, издержек и доходов низкого уровня к высоким ценам (и доходам), в том числе от дешевизны природных ресурсов, характерной для бедных стран, к их дороговизне. Рано или поздно все равно придется приводить цены на газ к экономически более адекватному рыночному уровню, отказываясь от их сдерживания и устраняя монопольное доминирование одной компании на рынке газа. Однако, без прогнозирования и оценки последствий этого перехода трудно рассчитывать на успешную реализацию задуманных реформ отрасли и, главное, на их приемлемость для страны в целом.

Государственная позиция в отношении динамики внутренних цен на газ с их приближением к рыночному или «мировому» уровню официально изложена в Энергетической Стратегии РФ. Несмотря на это, крайне слабо изучен вопрос о территориальной дифференциации вероятных рыночных цен, степени их «разброса» по регионам, а также о готовности российских потребителей к разным вариантам повышения цен. Между тем, эти вопросы - поистине ключевые для реформы газовой промышленности. От их решения зависит масса предприятий и отраслей, поселений и регионов. Вообще-то «выносливость» потребителей можно выявить методом проб и ошибок. Но он чреват тяжелыми социально-экономическими последствиями или срывом самих реформ. Лучше заранее оценить их географические результаты, меру той самой «выносливости». Оценки должны быть, по возможности, точными и объективными; как экспертными, так и расчетными - насколько это допускают имеющаяся информация, методы и техника.

Вышеизложенное определяет актуальность исследования, объектом которого является газовый комплекс России, а предметом - переход к территориально дифференцированным рыночным ценам на газ как топливо или сырье, главный продукт газовой отрасли, и последствия этого перехода для населения и хозяйства российских регионов.

Основная научная задача диссертации заключается в моделировании разных вариантов (сценариев) территориальной дифференциации рыночных цен на природный газ. Основная задача конкретизируется в следующих частных:

1. Анализ современного состояния газового комплекса России и предпосылок его реформирования.

2. Определение основных сценариев перехода к рыночным ценам, их принципов и последовательности.

3. Разработка имитационной модели, позволяющей проводить расчеты оптовых территориально дифференцированных цен на газ по различным сценариям.

4. Анализ дифференциации моделируемых цен на территории, охваченной Единой системой газоснабжения.

5. Оценка региональных последствий реформирования цен на газ для населения и избранных отраслей экономики по основным сценариям с формулировкой мер государственной региональной политики в зависимости от характера последствий.

Целью данной диссертации является имитационное моделирование сценариев реформирования цен в газовом комплексе России и оценка их региональных последствий. Ограничениями при реализации данной цели стали: упор, главным образом, на сценарии, которые имеют выраженную территориальную составляющую и по-разному отражаются на отдельных районах и центрах; сужение географических рамок исследования за счет исключения территорий, не охваченных Единой системой газоснабжения страны; моделирование оптовых цен на газ для двух категорий потребителей — населения и промышленности.

Поставленным цели и задачам соответствует структура работы, которая состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и компьютерного приложения.

Заключение Диссертация по теме "Экономическая, социальная и политическая география", Тарасов, Пётр Сергеевич

Основные выводы

Региональный анализ зависимости электроэнергетики от газа и рисков перехода к рыночному ценам показывает, что Сценарий 1 практически ни в одном из регионов не осложнит положение этой отрасли. Наоборот, в большинстве регионов цена газа для нее снизится вдвое и более, что благоприятно отразится на затратах в энергетике. Исключением станут самые далекие от Ямала южные окраины Европейской России, где цена вырастет на 20-30%, а также Западной Сибири, где рост составит 10-20% за счет высокой стоимости транспортировки у ДО «Томсктрансгаз», но крайне низкая газоемкость электроэнергетики, скорее всего, не даст ей ощутить последствия этого роста. При «европейских» ценах Сценария 2, практически на всей территории ЕСГ они увеличатся от 1,5 (на Урале) до 3-х и более раз (на западе и юге России), что, несомненно, скажется на состоянии электроэнергетики и ее многочисленных потребителей.

Среди «остропроблемных» регионов с худшим сочетанием факторов, определяющих последствия повышения цен на газ для электроэнергетики, можно различать «доноров» и «реципиентов». Первые генерируют большие объемы электроэнергии и поставляют ее избыток последним (которым ее не хватает или где она не производится, что опеределяет их энергозасимость от «доноров»). Очевидно, что рост цен на электроэнергию для «реципиентов» часто является следствием их роста у «доноров». В наиболее сложном положении при переходе к рыночным ценам окажутся:

Центральная Россия:

Доноры - г. Москва, Московская и Костромская обл.

Реципиенты (как следствие) - Ивановская, Брянская, Владимирская,

Тамбовская, Орловская и Ярославская обл.

Северо-Запад России: Доноры — г. Санкт-Петербург

Реципиенты - Новгородская, Калининградская обл. (рост зависимости от поставок энергии из Ленинградской обл. и Литвы (но с их АЭС) при сокращении или прекращении местного производства)

Юг России:

Доноры — Краснодарский, Ставропольский края, Ростовская обл. Реципиенты (как следствие) - Белгородская обл., республики Северного Кавказа (кроме респ. Дагестан).

Приволжье:

Реципиенты - Пензенская, Ульяновская обл., респ. Мордовия.

• По существу, и в тех, и в других регионах при неблагоприятной конъюнктуре цен энергия вздорожает либо сократится ее производство. Как следует из приведенного обзора, при реализации Сценария 2 «реципиентов» вообще прибавится, а «доноров» станет меньше. Это может потребовать дополнительных мощностей, затрат на передачу энергии, усиления линий электропередачи и т. д. Тем самым, цены «европейского уровня», решая ряд проблем в одном базовом секторе российского топливно-энергетического комплекса — газовом, вполне способны породить и усилить их в другом — электроэнергетическом, продукция которого больше по «массе» и имеет более широкий круг потребителей139.

Независимо от этого, снова отметим, что не только для перечисленных «проблемных» территорий, но и для всего ТЭБ России крайне актуальна

139 По объему производства и промежуточного спроса в экономике России, выраженным в основных ценах, электро- и теплоэнергия в 5-6 раз превосходит продукцию газовой промышленности. Между ними есть и другое отличие. Газовая отрасль — крупный экспортер и поставщик твердой валюты, а э/энергетика работает почти целиком на российский рынок. Их отношения ярко отражают противоречия, характерные для таких отраслей, в т. ч. связанные с разницей в уровне цен на внутреннем и внешнем рынках. задача повышения КПД производимой энергии, экономии газа и снижения его доли в структуре потребляемых электроэнергетикой ТЭР.

Количественные методы оценки последствий

В качестве дополнительного инструмента для анализа последствий реформирования ценообразования в газовом комплексе автор использовал регрессионный анализ. Предполагалось, что опираясь на зависимость цены ряда других продуктов в регионах от оптовой цены на газ, можно будет определить удорожание первых при различных модельных сценариях. Успех задуманного анализа определяла прежде всего достоверность статистической выборки цен на различные продукты в регионах за значительный период времени. Но такая информация оказалась крайне труднодоступной. Автор располагал лишь данными (притом сомнительного качества) о региональной динамике потребительских цен на электроэнергию. Совместив временные периоды изменения оптовых цен на газ (табл. 34-1) и на электроэнергию (табл. 35-1) в регионах, он рассчитал меры связи, которые отчасти противоречили экспертной логике и продемонстрировали отсутствие возможности использования регрессионного анализа для достоверной оценки последствий цен на электроэнергию в регионах.

Так, корелляционный анализ показал, что наиболее тесная связь между ценами на электроэнергию и ценами на газ наблюдается в Тамбовской области - регионе, сравнительно слабо зависящем от газа. В то же время в основных газозависимых регионах такая связь оказалась невысокой (табл. 36-I). Все это дало повод усомниться в надежности результатов проведенного анализа и отказаться от них при подведении итогов работы.140.

140 Причиной неудачи, скорее всего, стала именно нехватка статистической информации должного качества. Вообще-то для подобного анализа могут быть использованы также данные местных энергетических и межотраслевых балансов, однако подобная информация была доступна только по России в целом.

3.4.1. Черная металлургия

Эта отрасль, как известно, имеет высокий уровень производственной и территориальной концентрации. Главная металлургическая база страны, Средний и Южный Урал, дает 38% чугуна и более 40% стали. Если добавить вклад Белгородской («Старооскольский МК»), Липецкой («Новолипецкий МК»), Вологодской («Северсталь»), Кемеровской («Евразхолдинг») областей, то производство чугуна и стали в шести ведущих регионах достигнет, соответственно, почти 40 и 54 млн. тонн, или примерно 90% общероссийского (табл. 28-1).

Ежегодно металлурги, прежде всего сталевары, потребляют более 9% газа, отгружаемого промышленным потребителям страны. По абсолютному потреблению лидируют Челябинская (24 %) и Свердловская обл. (15%) (рис. 21-II). Применение природного газа в производстве чугуна и особенно стали имеет недавнюю историю. И чем предприятие новее, тем обычно шире его использует.141

Для анализа газоемкости отобраны только те субъекты РФ, в которых ежегодно выплавляется более 100 тыс. т стали. Результат (рис. 25) показал, что наиболее газоемко не очень крупное производство под Москвой и в Башкортостане, где на 1 тонну стали идет 1529 и 1337 м3 газа, а наименее — в Кировской обл. (22 м3/т). Среди ключевых регионов-металлургов по газоемкости выделяются Белгородская, Свердловская, Оренбургская области (соответственно 735, 628 и 541 м3/т). В Кемеровской, Липецкой, Вологодской обл. удельное потребление меньше (от 167 до 262 м /т).

Напомним, что при ценах на газ, обеспечивающих самоокупаемость ДО в Сценарии 1, они вырастут для промышленных потребителей в западной и южной частях ЕСГ. Поэтому в наиболее сложном положении окажется Старооскольский металлургический комбинат в Белгородской обл., где цены поднимутся на 17%. Для всех остальных производителей стали они будут

141 Шабалов И.П., Морозов Ю.Д., Эфрон Л.И. Стали для труб и строителлных конструкций с повышенными эксплуатационными свойствами. М. Металлургиздат 2003 520 с. ниже действующих цен ФЭК. При переходе к европейскому уровню цен по Сценарию 2, они сильнее всего (в 2,5 раза) возрастут для металлургии той же Белгородской, Липецкой, Московской, Ростовской областей и г. Санкт-Петербурга. В 1,5-2 раза увеличится цена для газоемкого производства в Башкирии и Вологодской области; до 1,5 раз - в Челябинской, Свердловской, Кемеровской. Для сталеваров Оренбуржья цена газа немного снизится даже при Сценарии 2,

Рис. 25. Условная газоемкость металлургии в расчете на производство стали (м /т)

142 менее 120 от 120 до 270 | I от 270 до 500 от 500 ДО 650 от 650 ДО 800 | от 800 до Ю00 более 1000 нет данных

Таким образом, сценарные цены должны болезненнее всего отразиться на Белгородской области со Старооскольским МК. Во-первых, это самое газоемкое предприятие из крупнейших металлургических.141 Во-вторых, в Белгородской области цены на газ при их реформировании будут расти наиболее интенсивно. Среди менее значимых производителей возможен

На основе данных данных корпоративной и общегосударственной статистики (Регионы России: Стат. сб. В 2 т. / Госкомстат России. - М. 2002)

143 То, что оно также электроемко, а электростанции Белгородской области, в свою очередь, зависят от газа, не является критическим фактором, так как электрометаллургия а Старом Осколе использует, прежде всего, энергию Курской и Но но вороне же кой АЭС. кризис в Подмосковье (Электросталь, Ступино) и в Башкортостане в связи с высокой газоемкостью расположенных там заводов, однако эти сложности могут возникнуть только при Сценарии 2.

Для остальных производителей стали динамика цен будет примерно одинаковой. В более выгодном положении окажется комбинат Северсталь (Вологодская обл.) и объединение Евразхолдинг (Кузбасс) за счет невысокой газоемкости производства. В Липецкой же области, при невысокой газоемкости, рост цен будет ощутимым. Больше всех выиграет черная металлургия Оренбургской области (комбинат в Новотроицке) — по обоим сценариям цены на газ будут ниже действующих цен ФЭК.

Электроэнергетика и черная металлургия вместе потребляют около половины натурального объема газа, отпускаемого «на промышленные нужды», и почти две трети в ценах покупателей, относимых официальной статистикой к промышленным, согласно данным межотраслевых балансов продукции. Добавим к анализу, проведенному для этих газоемких отраслей, примеры двух других. Вернее, это уже подотрасли (производства) в составе многопродуктовых отраслей: строительных материалов и химической. Газопотребление в таких макроотраслях с различными технологиями и неоднородной продукцией резко дифференцируется по их отдельным видам и не может быть обобщено даже условно.

3.4.2. Цементная промышленность Основными факторами размещения цементной промышленности являются минерально-сырьевой и топливный. Оптимальным условием для размещения будет сочетание известняков и глин с недорогим минеральным топливом. Часть производства комбинируется с предприятиями цветной и черной металлургии, используя в качестве сырья их шлаки, золы и прочие отходы144. Природный газ, как наиболее дешевое топливо, активно применяется в цементной промышленности. Она ежегодно потребляет более

144 Алексеев А.Н., Бабурин В.Л., Гладкевич Г.И. Экономическая и социальная география России. М.: Дрофа, 2002 669 с

5 млрд. м3 газа, что составляет 1,7% совокупного потребления газа промышленностью России.

В 2001 г. в стране было произведено около 33 млн. т цемента, 40% из которых пришлось на регионы Центра (табл. 29-1). Крупнейшими производителями цемента являются Белгородская и Брянская области. На их долю приходится более 20% всего производства цемента. Региональные вариации потребления газа предприятиями подотрасли, в целом, подобна вариациям объема производимого продукта. При небольшом производстве цемента невелико и потребление. А больше всего газа для этого производства используют его лидеры — Белгородская и Брянская обл. (рис. 22-II).

По газоемкости впереди оказываются другие регионы: респ. Карачаево-Черкессия, Саратовская и Ульяновская обл. (рис. 26). Правда, показатель газоемкости довольно высок и у таких крупных производителей, как Белгородская, Волгоградская обл., Краснодарский край, респ. Мордовия. Наименьшей газоемкостью среди крупных производителей выделяются уральские (Свердловская, Челябинская, Пермская, Оренбургская обл.), а также Кемеровская, Брянская и Липецкая области. В средней по масштабам цементной индустрии последней газоемкость минимальная: в 3,25 раза ниже, чем у лидеров по данному признаку. Это объясняется тяготением цементных предприятий указанных регионов к металлургическим комбинатам, когда технологическим сырьем при производства цемента служат отходы металлургии, а газ в качестве топлива замещается углем.

Переход к ценообразованию на газ по Сценарию 1 заметно удорожает производство цемента на крайнем юге России — в Карачаево-Черкессии и Краснодарском крае. В этих регионах наблюдается самое неблагоприятное сочетание высокой газоемкости производства и роста цен на газ при переходе к рыночным ценам по Сценарию 1. Примерно на 20 % повысится цена на газ в Кемеровской обл., но, при меньшей газоемкости производства, это для него не критично. При увеличении цен согласно Сценарию 2, к числу регионов со значительно дорожающим производством цемента добавятся

Белгородская, Волгоградская, Саратовская, Ульяновская, а также Московская области.

Рис. 26. Газоемкость производства цемента по регионам РФ (м3/т)Н5 менее 70 от 70 до 110 | | от 110 до 140 от 140 до 180 от 180 до 220 более 220 нет данных | ~ |

Очевидно, что выиграют либо понесут минимальный экономический ущерб наименее газозависимые цементные производства, расположенные на Урале. При переходе к Сценарию 1 цена газа здесь резко снизится (до 2-х раз), а при Сценарии 2 она повысится в наименьшей степени по сравнению с остальными регионами. Таким образом, и в этом случае «работает» знакомый ценовой градиент в направлении с северо-востока на юго-запад, хотя картину осложняет повышенная газоемкость цементной промышленности Поволжья и Московского региона. м5 На основе данных данных корпоративной it общегосударственной статистики (Регионы России: Стат. сб. В 2 т. / Госкомстат России. - М., 2002)

3.4.3. Агрохимическая промышленность (производство азотных минеральных удобрений)

Отрасль минеральных удобрений традиционно делится на три части — производство азотных, фосфорных и калийных удобрений. Такое деление связано в первую очередь с разными источниками сырья: для азотных удобрений это аммиак, производимый, в свою очередь, из углеводородов, для фосфорных — фосфориты и апатиты, для калийных — калийные соли. В данном разделе речь пойдет лишь об азотных удобрениях, поскольку только это производство зависит от углеводородного сырья и, прежде всего, от природного газа.

Длительное время аммиачный способ получения азотных удобрений основывался на использовании кокса и коксового газа, но теперь практически весь аммиак производится из природного газа. Газ, как это уже неоднократно указывалось в работе, за счет своей цены и быстро выросшей с развитием сети трубопроводов доступности потеснил другие виды сырья и внес изменения в географию производства, в частности, азотных удобрений146. Азотно-туковая промышленность в настоящее время потребляет более 19 млрд. м газа в год, что составляет 6% совокупного потребления газа промышленностью России.

В 2001 г. в РФ было произведено почти 13 млн. т удобрений, в том числе почти 50% на Урале, прежде всего в Пермской области (табл. 30-1). Примерно Vi всего тукового производства составляют азотные удобрения. Их крупнейшие производители - десяток предприятий-гигантов, расположенных в разных местах, на каждое из которых приходится не менее 5% рынка: Новгородской (ОАО «Акрон»), Самарской («Тольяттиазот» и «Куйбышевазот»), Тульской областях (НАК «Азот»), на Ставрополье (ОАО «Невинномысский Азот»), в Кировской («Кирово-Чепецкий ХК»),

146 Алексеев А.Н., Бабурин В.Л., Гладкевич Г.И. Экономическая и социальная география России. М.: Дрофа, 2002 669 с

Кемеровской, Пермской, Воронежской и Вологодской обл. Вместе они дают около 80% азотных удобрений России (рис. 23-II).

К концу 90-х гг. в этом секторе и в целом по туковой промышленности завершились процессы консолидации и концентрации с образованием крупных холдингов с опорой на определенные сырьевые базы. Это, прежде всего, Агрохимическая Корпорация (АХК) «Азот», созданная в рамках договоренности ОАО «Газпром» и ООО «Межрегионгаз» с предприятиями, производящими азотные удобрения. Данный шаг был обусловлен явной зависимостью азотной промышленности от поставок природного газа. В состав холдинга вошли «Минеральные удобрения» (г. Пермь), «Азот» (г. Березники), «Кирово-Чепецкий химкомбинат», «Череповецкий Азот», Кропоткинский химический завод. Вторым холдингом стал ХК «Акрон», который объединил активы ОАО «Акрон» и ОАО «Дорогобуж» (Смоленская обл.) и сейчас контролирует около 20% российского производства азотных удобрений.

Предприятия азотно-туковой промышленности с максимальными объемами потребления газа находятся в Самарской, Пермской и Тульской обл. В совокупности они потребляют почти 50% всего отгружаемого отрасли газа (рис. 24-II). На шесть следующих регионов приходится еще почти 45%. Это, во-первых, три «южнотаежные» области, Новгородская, Вологодская и Кировская, образующие на карте как бы сплошной пояс, приуроченный к северным газовым трассам (на самом деле, конечно, лишь «пунктир» из крупных заводов). Во-вторых, черноземная Воронежская и далее к югу — Ставропольский край. В-третьих, сибирская Кемеровская. На каждую из них приходится по 7-8% потребления газа как сырья для выпуска удобрений.

Анализ газоемкости регионального производства азотных удобрений показал, что абсолютным лидером по этому показателю являются Самарская обл. (ОАО «Тольяттиазот»), где расход газа составляет 8-9 тыс. м3 на 1 т продукции. Высока газоемкость также на Тульской НАК «Азот» (4,3 тыс. м3 / 1 т), Воронежском АО «Минудобрения», Кемеровской НАК «Азот» и л

Кирово-Чепецком химкомбинате (более 2 тыс. м / т) (рис. 27). Велика л газоемкость и в Краснодарском крае (3,2 тыс. м / т), но крайне малый объем производства делает его не столь интересным для анализа.

В табл. 31-1 отображены характеристики ключевых предприятий азотно-туковой промышленности в зависимости от потребления газа и цен на него. Наименее уязвимо по сравнению с остальными регионами производство в Кирово-Чепецке, где при среднем уровне газоемкости невелики цены ФЭК и модельные. Особо отметим Кемеровский НАК «Азот», который выиграет по сравнению с другими производителями, но лишь при достижении европейского уровня цен. При Сценарии 1 это производство будет крайне невыгодным. У Тульского «Азота» все наоборот: тут опасен Сценарий 2, поскольку при высокой газоемкости производства цены европейского уровня окажутся высокими. Для Новгородской и Смоленской областей уровень затрат на газ и эффективность производства останутся на среднем уровне, хотя Сценарий 2 тоже приведет к их росту. Определяющим негативным фактором при реформировании цен для производств в Вологодской и Пермской областях будет их высокая газоемкость, несмотря на низкие и действующие, и сценарные цены на газ. В наихудшем положении находятся россошанское АО «Минудобрения» в Воронежской обл. (высоки газоемкость, нынешние и вероятные цены), «Невинномысский азот» (при средней газоемкости максимально высокие сценарные цены) и заводы Самарской области (из-за газоемкости и несмотря на средний уровень цен в Поволжье).

Рис. 27. Газоемкость производства минеральных удобрений по регионам

РФ. (м3/т) менее 200 от 200 до 1D0Q □Т 1000 до 2000 от 2000 да ЭЭОО от ЭЗОО до 5000 более 5000 нет данных

Важно отметить, что при значительном повышении цен на газ для производителей азотных удобрений усилится роль негативных локационных факторов, которые раньше не учитывались. Если в развивающихся странах-газодобытчиках при строительстве азотных предприятий изначально учитывалась их экспортная ориентация и большинство из них возводилось вблизи портовых сооружений, то наши заводы строились с расчетом на советский рынок. Они оказались вдали от портов и вынуждены тратить

147 значительные средства на перевозку агрохимикатов по железной дороге .

Данный фактор повлияет на отдаленные от внешних и внутренних рынков сбыта регионы с неблагоприятной ценовой конъюнктурой, прежде всего на Кемеровскую область. Это один из нечастых случаев нарушения ценового градиента на территории ЕСГ. Впрочем, юг Сибири, как уже не раз

И7 Инвестиционная группа «Энергокапитал» обзор предприятий - крупнейших производителей минеральных удобрении Ноябрь 2003 http://www.energ.ru/ отмечалось в работе, имеет сравнительно слабую газотранспортную сеть, что влияет на затраты и тарифы.

3.5. Итоговые последствия Подводя итоги, отметим, что с переходом к рыночным ценам на газ, обеспечивающим самоокупаемость газового комплекса (Сценарий 1), в сложном положении окажутся регионы, где проживает почти 30 % населения европейской территории России (более V* населения всей страны, потребляющего 56 % всего отпускаемого ему газа; см. рис. 28). Промышленные регионы, для которых Сценарий 1 вызовет негативные последствия, потребляют 12% всего промышленного газа, вырабатывают 13 % общероссийского ВРП, 11 % промышленной продукции страны и 14 % - ее европейской части, охваченной ЕСГ. Для этих регионов характерны особенно высокая зависимость от газа и рост цен на него. Последствия для промышленности по Сценарию 1 территориально подчинены тому же градиенту, что и последствия для населения, хотя менее строго (рис. 29).

Рис. 28. Последствия для населения регионов при переходе к ценам на газ по Сценарию 1 л7 *

Позитивные:

Крайне благолр. Благоприятные Средние Незначительные Крайне неэнач.

Крайне мягкие Мягкие Средние Тяжелые Крайне тяжелые Отсутствуют/нет данных

Переход к равновесным ценам европейского рынка расширит географию регионов, где следует ожидать негативных последствий. Сценарий 2 отрицательно скажется на территории, где проживает 56% населения европейской части России (более 1/г населения всей страны) и потребляется почти 90% газа для населения (рис. 30).

Рис. 29, Последствия для промышленности регионов при переходе к ценам на газ по Сценарию 1

Позитивные:

Крайне благопр. Благоприятные Средние Незначительные Крайне неэнач.

Мягкие Средние Тяжелые Крайне тяжелые Отсутствуют/нет данных

Регионы, в которых при данном сценарии пострадают промышленные потребители, потребляют 71% всего промышленного газа, производят почти 70 % общероссийского ВРП, более половины совокупной промышленной продукции всей России и У* продукции европейской части, охваченной ЕСГ (рис. 31). Их география сложнее, чем по обоим сценариям для населения. Промышленные регионы, сильно «страдающие» при Сценарии 2, группируются в три широтные полосы, которые пересекают европейскую часть страны; среди них выделяется срединная.

Рис. 30. Последствия для

Позитивные:

Благоприятные Средние Незначительные Крайне незнач. населения регионов при переходе к ценам на газ по Сценарию 2

Мягкие Средние ^^ Тяжелые НИ Крайне тяжелые НИ Огсутствукхг/нет I I данных

Рис. 31. Последствия для промышленности регионов при переходе к ценам на газ по Сценарию 2

Позитивные:

Благоприятные Средние Незначительные Крайне незнач.

I—v' (

Мягкие Средние Тяжелые Крайне тяжелые Отсутствуют/н ет данных

Нынешнее государственно-корпоративное регулирование цен фактически в немалой мере субсидирует потенциально кризисные регионы за счет других, более близких к местам добычи газа. Переход к рыночным ценам (порой даже по Сценарию 1) и устранение межрегионального субсидирования неминуемо приведет к подорожанию голубого топлива.

Относительно последствий реформирования цен в регионах России, еще раз необходимо указать на близкую к катастрофической ситуацию на Серверном Кавказе, где в отношении промышленного производства наблюдается негативное, а для населения - крайне негативное сочетание факторов: к чисто экономическим факторам добавляются еще социальные — безработица, нестабильная криминогенная обстановка и пр. Несомненно, Серверный Кавказ сейчас требует особой политики, причем не только в отношении цен на газ или на иные виды энергоресурсов. Это должен быть целый комплекс мер, направленный на повышение экономического, социального благополучия и политической стабильности, и цены на газ здесь, наверное, будут не даже главными.

Тем не менее, в отношении газовой и энергетической политики для данного региона следует обратить внимание на увеличение доли в ТЭБ собственных ресурсов региона, с которых, по сути, в свое время начиналось развитие нефтегазовой промышленности нашей страны. Чеченская нефть, Грозненский НПЗ, части старейших топливных баз страны — Ростбасс, нефть и газ в Ставропольском, и Краснодарском краях. Топливная база была и, отчасти, есть. Но на растущее население и производство (особенно в перспективе) их недостаточно. Не стоит забывать о возможности импорта Донецкого угля, повышения использования потенциала гидроресурсов, развития альтернативных источников энергии.

В качестве экстренной меры государственного вмешательства в ценообразование при его реформировании для населения возможна особая, отступающая от рыночных принципов политика в отношении кризисных территорий. Например, введение специальных дальних (южных) ценовых поясов, где цены оставались бы некоторое время заниженными. Полный отказ государства от контроля цен на газ, по мнению автора, недопустим на начальных этапах реформы. Следует выработать схемы ценообразования, учитывающие доходы населения, объемы потребления газа и зависимость от него, чтобы смягчить инфляционные удары и сгладить их последствия. Таким образом, во избежание социального кризиса, скорее всего придется сохранить политику межрегионального субсидирования, что нельзя назвать рыночным решением.

В любом случае, даже если реформа ценообразования на газ в ближайшее время не состоится, необходимо искать альтернативы. Одной из них может быть реформа ЖКХ: во-первых, переход от нормативной оплаты услуг, в том числе газоснабжения, к оплате по счетчику (что способствует экономии); во-вторых, обновление основных фондов в сфере распределения и подачи газа населению (что уменьшит его потери). Снижая затраты, эти меры служат «автодефляторами» цен. Подчеркнем, что реформирование ЖКХ необходимо во всех обжитых регионах страны. Это относится и к повышению уровня жизни их населения. Недаром анализ показал, что для экономически успешных и социально стабильных субъектов РФ проблема роста цен на газ до рыночного уровня остро не стоит. Их населению по силам оплачивать экономически обоснованную стоимость газа согласно Сценарию 1, а нередко и Сценарию 2.

В промышленной политике при переходе к рыночным ценам на газ тоже потребуются усилия, направленные на преодоление кризисных ситуаций. Они, во многом, являющиеся всеобщими, несмотря на разное развитие событий в регионах.

Так, электроэнергетике всех, без исключения, и даже благополучных восточных регионов, необходима диверсификация топливной базы. Для политики в этой сфере остро стоит вопрос о возвращении угля как одного из главных видов топлива в региональные балансы, а также о развитии гидро- и атомной энергетики. Анализ газозависимости данной отрасли показывает, что в регионах, обладающих мощными ГЭС и АЭС, повышение цен на газ не составит проблемы. Напомним, что природным газом страна обеспечена на гораздо меньший срок, нежели углем, не говоря об атомных и гидроресурсах. Крупные энергопроизводители в Московском регионе, Петербурге, Костромской и Ростовской обл., Ставропольском и Краснодарском краях вынуждены будут кратно повысить свои цены и заняться снижением материальных затрат. Но переход на угольное топливо, которое после повышения газовых цен будет дешевле метана, возможен не везде по экологическим причинам. В ряде других газозависимых регионов (Пензенская, Ульяновская, Калининградская, Новогородская обл., респ. Мордовия) сценарные цены на газ поставят вопрос: либо повышать цены, либо сокращать производство. При его малом масштабе, удельные затраты, вероятно, все равно будут выше отпускных цен в соседних регионах, что может привести к полной зависимости от внешних поставок.

Государственная политика цен на газ в отношении промышленных потребителей, по мнению автора, должна исключать их субсидирование, поскольку это искажает представление об эффективности производства. Особый потребительский статус могут иметь объекты жизнеобеспечения и государственной важности, зависящие скорее от электроснабжения. Таким образом, специальный ценовой режим на газ требуется для предприятий электроэнергетики, снабжающих эти объекты. Более тщательный анализ потребителей электроэнергии вообще (население, коммунально-бытовые и социальные объекты, объекты национальной обороны) необходим для расчета по особой методике льготной цены на «газоэлектроэнергию». Она сложна, но возможна и, несомненно, должна осуществляться под надзором (ФЭК).148 Есть и другая схема, примененная при монетизации льгот, когда из регионального или федерального бюджетов (в зависимости от статуса

148 Похожая схема действует на железнодорожном транспорте при дотировании государством льготных пассажиров. объекта) выделяются целевые средства на оплату газо- и электроснабжения. Тогда специального тарифа на газ для подобных объектов не потребуется.

Субсидирование прочих промышленных потребителей газа, особенно производящих экспортную продукцию (черная металлургия, производство удобрений) попросту неправильно. Ведь Газпром, субсидируя, например, металлургов, в дальнейшем покупает их же прокатную продукцию отнюдь не по сниженным ценам. Несомненно, цены на газ не должны быть резко повышены до такого уровня, который неминуемо привел бы к остановке промышленности в критичных регионах. В целом же, ценовая политика должна быть ясной и ориентировать потребителя на известную динамику цен, которые в итоге могли бы достичь европейского (равновесного) уровня в течение ряда «переходных» лет.

Заключение

По итогам работы, на основе сценарного моделирования перехода к рыночным ценам на газ в России и оценки его региональных последствий, можно сделать следующие выводы.

1. Величина регионального разброса оптовых цен, полученных в ходе моделирования по основным сценариям, оказалась на порядок выше разброса действующих: максимум в 7,6 раза больше минимума при переходе к самоокупаемости дочерних обществ (Сценарий 1) и в 14 раз выше при равновесных ценах европейского рынка (Сценарий 2) против 1,7 раза при нынешних ценах ФЭК. Это указывает на высокий уровень существующего межрегионального субсидирования при реализации газа на внутреннем рынке. Региональный разброс цен по условному Сценарию 3 (добычные — на уровне США, цены доставки — равновесные европейским) составит всего 1,6 раза. Выравнивающие тарифы ФЭК, подавляя влияние дистанционно-транспортного фактора, контролируют дифференциацию цен в той же мере, что и дороговизна газа на свободном рынке. Таким образом, российская государственная политика удерживает перепады цен в рамках, характерных дла «богатых» стран, оставляя низким их абсолютный уровень.

2. Средневзвешенная по регионам цена по Сценарию 1 оказалась ниже цены ФЭК (604,6 руб. против 685,1 руб. за 1000 м3). Однако в отдаленных от газовых бассейнов регионах она будет в два и более раз выше действующей. По Сценарию 2, с переходом к европейскому газотарифному базису, средняя цена составит 1544,4 руб., а в дальних регионах повысится в 4 раза с лишним. К таким наиболее уязвимым относятся регионы юга России, особенно Северного Кавказа, и западные, прежде всего Калининградская область. В газодобывающих и близких к ним регионах цена, согласно обоим сценариям, изменится мало либо понизится (Астраханская обл., Ямало-Ненецкий АО, Калмыкия и др.). По существу это связано с тем, что сами предложенные сценарии не предусматривают межрегионального субсидирования, хотя при их реализации оно может понадобиться как корректирующая мера.

3. Анализ последствий реформирования цен на газ для населения выявил соответствующую градиенту цен общую поляризацию пространства ЕСГ по оси северо-восток - юго-запад. Она обычно действует и для промышленности, однако картина при этом бывает более фрагментарной и сложной. Меньше всего от реформы цен страдают восточные и северовосточные окраины европейской части страны, больше всего — западные и юго-западные. Почти во всех случаях от Сценария 2 с ценами европейского уровня следует ожидать более тяжелых последствий, чем от Сценария 1. В целом, по мнению автора, Сценарий 1 можно признать допустимым, при условии, что будут найдены механизмы компенсации или смягчения его последствий для потребителей указанных частей территории ЕСГ.

4. С переходом к рыночным ценам на газ, обеспечивающим самоокупаемость газового комплекса (Сценарий 1), в сложном положении окажутся регионы, где проживает почти 30 % населения европейской территории России (более 1А населения всей страны, потребляющего 56 % всего отпускаемого ему газа; см. рис. 28). Промышленные регионы, для которых Сценарий 1 вызовет негативные последствия, потребляют 12% всего промышленного газа, вырабатывают 13% общероссийского ВРП, 11% промышленной продукции страны и 14 % — ее европейской части, охваченной ЕСГ. Для этих регионов характерны особенно высокая зависимость от газа и рост цен на него. Последствия для промышленности по Сценарию 1 территориально подчинены тому же градиенту, что и последствия для населения, хотя менее строго (рис. 29).

Переход к равновесным ценам европейского рынка расширит географию регионов, где следует ожидать негативных последствий. Сценарий 2 отрицательно скажется на территории, где проживает 56% населения европейской части России (более Vi населения всей страны) и потребляется почти 90% газа для населения (рис. 30). Регионы, в которых при данном сценарии пострадают промышленные потребители, потребляют 71% всего промышленного газа, производят почти 70% общероссийского ВРП, более половины совокупной промышленной продукции всей России и 3/4 продукции европейской части, охваченной ЕСГ (рис. 31). Их география сложнее, чем по обоим сценариям для населения. Промышленные регионы, сильно «страдающие» при Сценарии 2, группируются в три широтные полосы, которые пересекают европейскую часть страны; среди них выделяется срединная.

5. Особо отметим сложнейшую ситуацию на Северном Кавказе, где для промышленного производства наблюдается негативное, а для населения — крайне негативное сочетание факторов. Там к слабости региональных экономик добавляются социальные проблемы: безработица, криминогенная обстановка и пр. Северный Кавказ требует особой политики не только в отношении цен на газ и иные энергоресурсы. Ему нужен комплекс мер, направленный на повышение политической стабильности и социально-экономического благополучия. Энергетической политике следует обратить внимание на ресурсы, с которых начиналось развитие топливной индустрии России — ростовский уголь, нефть и газ Ставрополья Кубани, Чеченской республики. Они не исчерпаны, хотя на растущее население и производство их недостаточно. Поэтому напомним о возможности импорта донецкого угля, о гидроресурсах горных районах и других альтернативных источниках энергии. Помимо прочего, их освоение поспособствует приросту рабочих мест, что весьма актуально для российского Юга.

6. В качестве экстренной меры государственного вмешательства в ценообразование при его реформировании для населения возможна особая, отступающая от рыночных принципов политика в отношении кризисных территорий. Например, введение специальных дальних (южных) ценовых поясов, где цены оставались бы некоторое время заниженными. Полный отказ государства от контроля цен на газ, по мнению автора, недопустим на начальных этапах реформы. Следует выработать схемы ценообразования, учитывающие доходы населения, объемы потребления газа и зависимость от него, чтобы смягчить инфляционные удары и сгладить их последствия. Таким образом, во избежание социального кризиса, скорее всего придется сохранить политику межрегионального субсидирования, что нельзя назвать рыночным решением.

7. В любом случае, даже если реформа ценообразования на газ в ближайшее время не состоится, необходимо искать альтернативы. Одной из них может быть реформа ЖКХ: во-первых, переход от нормативной оплаты услуг, в том числе газоснабжения, к оплате по счетчику (что способствует экономии); во-вторых, обновление основных фондов в сфере распределения и подачи газа населению (что уменьшит его потери). Снижая затраты, эти меры служат «автодефляторами» цен. Подчеркнем, что реформирование ЖКХ необходимо во всех обжитых регионах страны. Это относится и к повышению уровня жизни их населения. Недаром анализ показал, что для экономически успешных и социально стабильных субъектов РФ проблема роста цен на газ до рыночного уровня остро не стоит. Их населению по силам оплачивать экономически обоснованную стоимость газа согласно Сценарию 1, а нередко и Сценарию 2.

8. В промышленной политике при переходе к рыночным ценам на газ тоже потребуются усилия, направленные на преодоление кризисных ситуаций. Они, во многом, являющиеся всеобщими, несмотря на разное развитие событий в регионах.

Так, электроэнергетике всех, без исключения, и даже благополучных восточных регионов, необходима диверсификация топливной базы. Для политики в этой сфере остро стоит вопрос о возвращении угля как одного из главных видов топлива в региональные балансы, а также о развитии гидро- и атомной энергетики. Анализ газозависимости данной отрасли показывает, что в регионах, обладающих мощными ГЭС и АЭС, повышение цен на газ не составит проблемы. Напомним, что природным газом страна

145 обеспечена на гораздо меньший срок, нежели углем, не говоря об атомных и гидроресурсах. Крупные энергопроизводители в Московском регионе, Петербурге, Костромской и Ростовской обл., Ставропольском и Краснодарском краях вынуждены будут кратно повысить свои цены и заняться снижением материальных затрат. Но переход на угольное топливо, которое после повышения газовых цен будет дешевле метана, возможен не везде по экологическим причинам. В ряде других газозависимых регионов (Пензенская, Ульяновская, Калининградская, Новогородская обл., респ. Мордовия) сценарные цены на газ поставят вопрос: либо повышать цены, либо сокращать производство. При его малом масштабе, удельные затраты, вероятно, все равно будут выше отпускных цен в соседних регионах, что может привести к полной зависимости от внешних поставок.

Государственная политика цен на газ в отношении промышленных потребителей, по мнению автора, должна исключать их субсидирование, поскольку это искажает представление об эффективности производства. Особый потребительский статус могут иметь объекты жизнеобеспечения и государственной важности, зависящие скорее от электроснабжения. Таким образом, специальный ценовой режим на газ требуется для предприятий электроэнергетики, снабжающих эти объекты. Более тщательный анализ потребителей электроэнергии вообще (население, коммунально-бытовые и социальные объекты, объекты национальной обороны) необходим для расчета по особой методике льготной цены на «газоэлектроэнергию». Она сложна, но возможна и, несомненно, должна осуществляться под надзором (ФЭК).149 Есть и другая схема, примененная при монетизации льгот, когда из регионального или федерального бюджетов (в зависимости от статуса объекта) выделяются целевые средства на оплату газо- и электроснабжения. Тогда специального тарифа на газ для подобных объектов не потребуется.

149 Похожая схема действует на железнодорожном транспорте при дотировании государством льготных пассажиров.

Субсидирование прочих промышленных потребителей газа, особенно производящих экспортную продукцию (черная металлургия, производство удобрений) попросту неправильно. Ведь Газпром, субсидируя, например, металлургов, в дальнейшем покупает их же прокатную продукцию отнюдь не по сниженным ценам. Несомненно, цены на газ не должны быть резко повышены до такого уровня, который неминуемо привел бы к остановке промышленности в критичных регионах. В целом же, ценовая политика должна быть ясной и ориентировать потребителя на известную динамику цен, которые в итоге могли бы достичь европейского (равновесного) уровня в течение ряда «переходных» лет.

9. Проведенное исследование убедительно подтвердило следующее общее положение. При «экономическом переходе» от низких цен и доходов к высоким избежать крупных инфляционных и социально-экономических потрясений можно лишь в том случае, когда обе составляющие — цены и доходы (как населения, так и хозяйствующих субъектов) — растут более или менее синхронно, а также когда их рост не приводит к многократному усилению территориальных градиентов. Именно поэтому данный переход не может быть и не бывает быстрым. Приближение к рыночным ценам, в том числе на газ, в России возможно с двух сторон: от производителей и от потребителей, что требует координации их политики и действий. Значение данного исследования видится, в частности, в том, что оно намечает ряд подобных путей для газовой промышленности и сферы потребления газа.

10. Разработанная автором имитационная модель обеспечила методико-прикладное значение работы. При этом оперативное получение и обработка результатов имитационного моделирования цен на газ по различным сценариям были бы невозможны без использования в качестве вспомогательного, но очень важного инструмента автоматизированной системы расчетов, а также табличного и графического (картографического) представления их результатов, что лишний раз подтверждает необходимость применения информационных технологий в современных экономико-географических исследованиях

Еще раз выделим главные тезисы, составляющие предмет защиты:

Средневзвешенная цена по Сценарию 1 немного ниже действующей оптовой цены ФЭК. При Сценарии 2 она гораздо выше. Разброс оптовых цен на газ по регионам, согласно модели, на порядок превосходит разброс цен ФЭК, свидетельствуя о высоком уровне существующего межрегионального субсидирования на внутреннем рынке газа. Это составляет главную проблему его территориальной дифференциации.

Европейская территория России, охваченная ЕСГ, делится на две части линией Санкт-Петербург — Челябинск. Перпендикулярно ей с северо-востока на юго-запад растет зависимость населения от потребления сетевого газа, а его доходы и платежеспособность падают. При переходе от цен ФЭК к ценам Сценария 1 и затем Сценария 2, в регионах, лежащих южнее условной линии раздела зон «ценовой уязвимости» населения, доля затрат на газ в его расходах последовательно повышается, а к северу от нее - меняется мало или (в ряде сибирских регионов) не меняется совсем. География промышленной «уязвимости» носит более сложный характер.

Переход к самоокупаемости предприятий Газпрома и, особенно, к равновесным ценам европейского рынка должен проводиться с крайней осторожностью (второй пока вообще вряд ли возможен), поскольку угрожает кризисом многим (при втором сценарии почти всем) регионам России, лежащим западнее Урала. Северный Кавказ без специальной политики может оказаться в состоянии социально-экономической катастрофы.

Для всей западной части страны актуальна задача снижения доли газа в структуре топливно-энергетического баланса (прежде всего за счет угля) в качестве подготовки к рыночным ценам на газ и «амортизатора» последствий перехода к ним. На Северном Кавказе и в ряде других районов следует активнее использовать местные альтернативные энергоресурсы. Принцип имитационного моделирования и разработанное нами компьютерное приложение позволяют проводить прогнозные расчеты цен на газ по любому числу сценариев, варьируя входными параметрами. Они также пригодны для исследований территориальной дифференциации цен и иных параметров, зависящих от фактора расстояния.

В работе затронуты лишь некоторые наиболее очевидные при имеющихся у автора знаниях и массивах данных последствия повышения цен на газ и варианты решения гипотетических кризисов, связанных с газообеспечением регионов и платежеспособностью потребителей газа. Их анализ можно и нужно серьезно углублять и дополнять (в том числе количественным анализом). Описанная методика имитационного сценарно-прогнозного моделирования, как представляется, дает основания для дальнейших более полных исследований в данной области.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата географических наук, Тарасов, Пётр Сергеевич, Москва

1. Алексеев А.Н., Бабурин В.Д., Гладкевич Г.И. Экономическая и социальная география России. М.: Дрофа, 2002 669 с Алибегов М.М., Григорьев JI.M. Энергопотребление и тарифы на электроэнергию //Экономика и математические методы 2003 № 4 с.59-71

2. Ананенков А.Г. Дешевый газ это слишком дорого // Эксперт №43 2003 с. 159-160

3. Арбатов А. Противоречивые рецепты. Нефтегазовая отрасль: быть бедной, но здоровой? // Нефть России № 10 2002 с 10-13

4. Богомолов Н.А., Ковалев А.Д., Ковалева Т.Б., Ламзина Т.В. Об одном подходе к интерактивному показу данных на электронных картах и схемах в Интернет // Научный сервис в сети Интернет: Тез. докл. Всеросс. научн. конф. М.: 1999.

5. Бунге В. Теоретическая География. М.:, 1967.1.) Бутыркин А.Я. Естественные монополии: Теория и проблемы регулирования М.:Новый век,2003. 148 с.

6. Бутыркин А.Я. Теория и практика антимонопольного регулирования в ведущих странах и России М.: Новый век, 2004 88с.

7. Бучнев О.А. Ценообразование в газовой промышленности и пути его совершенствования //Газовая промышленность №2 2003 с 52-54

8. Бучнев О.А., Емельяшина Ю.В. Влияние цен на газ на реформирование электроэнергетического комплекса //Газовая промышленность №1 2005 с 14-18

9. Васина Н.С., Недогонова Г.Л., Ходжа-Багирова А.Э. и др. Стратегия ценообразования на природный газ в зависимости от изменения цен на аммиак //Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 185-190.

10. Вебер А. Теория размещения промышленности Л.: 1926.

11. Волконский В.А., Кузовкин А.И. «Об энергоемкости национальной экономики и определяющих ее факторах» //Экономика и математические методы 2003 №4, с 72-81

12. Волконский В.А., Кузовкин А.И. «цены на топливо и энергию. Инвестиции. Бюджет.» //Экономика и математические методы 2001 №2, с 22-37

13. Воронина С.А. Цена энергии для наследия //Пробл. Прогнозирования. 1998 №6 44-46

14. Воронина В.Г., Вдовиченко А.Г. Влияние повышения тарифов на продукцию и услуги естественных монополий на динамику инфляции http://www.eeg.ru/publications/p22.html

15. Вяхирев Р.И. Стратегия газовой промышленности М.: Энергоатомиздат 1997 344с.

16. Газовая промышленность зарубежных стран // Статистический ежегодник М. ИРЦ Газпром 1998 115 с.

17. Герасименко В.В. Ценообразование М 2005 420 с.

18. Губанова Н.В., Илларионова С.В. Основы ценообразования и формирования тарифов на газовых рынках мира. //Нефть, газ и бизнес №3 2002, с 18-24

19. Гуревич Б.Л., Саушкин Ю.Г. Математический метод в географии. Вестник Московского университета, серия география 1966// № 1. — с.З. Данилов-Данильян В.И. Экономико-математическийэнциклопедический словарь М. Инфра-М 2003.

20. Данилов-Данильян В.И. «Экономико-математическийэнциклопедический словарь» М: 2003

21. Долин Ю.Е., Нахимов В.И., Говсиевич Е.Ю., и др. Динамика цен на нефть, газ и мазут для ТЭС РАО "ЕЭС России" в 2002-2003гг. //Финансово-экономический вестник нефтяной и газовой промышленности 2004 № 2 с. 169-175

22. Дубовский А. Какой будет концепция развития газовой отрасли и реформирования ОАО "Газпром" //http://www.gasforum.ru/analit/fut conceptl.shtml

23. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности М.:ЦентрЛитНефтеГаз, 2004. 369 с.

24. Дунаев В.Ф., Егоров В.И., Победоносцева Н.Н. и др. Экономика нефтяной и газовой промышленности М. Недра 1983 384 с. Жилин О.Ф. «Ценовая политика и либерализация бизнеса в газовой отрасли» Промышленные ведомости №3-4 2004 6

25. Журавлев Е.А., Чаруйская JI.A., Маковская Е.С. и др. Оценка затрат и прогнозной цены добычи газа // Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 65-72.

26. Жученко И.А., Фейгин В.И., Фурман И.Я. Факторы оптимизации доли газа в топливно-энергетическом балансе // Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 49-55.

27. Жученко И.А., Саркисян В.А. Оптимизация использования газа в топливном балансе электростанций. М. Сборник статей НИИГазэкономика, 2002 с 75-82.

28. Инвестиционная группа «Энергокапитал» обзор предприятий -крупнейших производителей минеральных удобрений Ноябрь 2003 http://www.energ.ru/

29. Кадочников П. Влияние изменения тарифов на электроэнергию на цены и объем производства в экономике РФ. //Ежемесячный бюллетень Института экономики переходного периода декабрь 2002 //http://www.iet.ni/trend/l 2-02/12-02r.htm

30. Калюжный В. И. «Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России» http://www.enippf.ru/publicat/books/b42/l-00s.htm

31. Кашин В.А., Бобоев М.Р. Как и почему следует реорганизовать ТЭК // ЭКО 2002 №8 с. 12-29

32. Козловский Е, Россия в тисках минерально-сырьевого экспорта Промышленные ведомости №15-16 2004 с 3

33. Комков Н.И., Кротова М.В. Реформирование внутреннего рынка природного газа (анализ последствий на основе имитационного информационно-логического моделирования) // Пробл. Прогнозирования. 2004 №2 36-46

34. Кошкарев А. В., Тикунов В. С. "Геоинформатика" Москва 1993

35. Крюков В.А. Реформирование газовой промышленности России -основные направления и экономические инструменты // "Энергетическая политика".-1997.-Вып.4.- с.19-34

36. Кузовкин А.И. Топливно-энергетический комплекс: финансовое положение и ценообразование // Экономист №6 1998с. 39-43

37. Кузовкин А.И. Цели реформирования электроэнергетики: конкуренция или надежность // Проблемы прогнозирования 2004 №2 с.53-65

38. Кучин Б.Л., Седых А.Д.; Павлов С.Н. Макромодели в газовой промышленности М. Недра 1994 224 с.

39. Леш А. Географическое размещение хозяйства М.: 1959

40. Лившиц Р.С. "Размещение черной металлургии СССР" Москва 1958 г.

41. Липец Ю.Г. Мировое хозяйство и Российская Федерация: в поисках новой стабильности // Географические проблемы стратегии устойчивого развития природной среды и общества: М.: ИГРАН, С. 130-139.

42. Липец Ю.Г. Российские регионы в новой ценовой среде // Российские регионы в новых экономических условиях. — М.: ИГРАН, МАРС, 1996, С. 6-11.

43. Липец Ю.Г., Пуляркин В.А., Шлихтер С.Б. География мирового хозяйства. -М.: ВЛАДОС, 1999.

44. Максаковский В.П. Инерционность территориальной структуры хозяйства // Вопросы географии, сб. 112. М.: Мысль, 1979, С. 49-60.

45. Максаковский В.П. Топливная промышленность социалистических стран Европы. М.: Недра, 1975.

46. Макушин В. Кризис неэффективности // Эксперт №19 2003 с.50-52

47. Марфенин Н.Н. «Россия в окружающем мире: 2002» М: 2002 г.

48. Мастепанов A.M. Топливно-Энергетический комплекс России на рубеже веков М.: Современные тетради, 2001 622 с.

49. Мастепанов A.M., Саенко В.В., Рыльский В.А. Экономика и энергетика регионов Российской Федерации, М.: Экономика, 2001 476 с

50. Недогонова Г.Л., Ходжа-Багирова А.Э., Е.Г. Деньга. Расчет тарифов на транспорт газа в контексте инвестиционного проекта //Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 159-167.

51. Павловский Ю.Н. Имитационные модели и системы. М.:ФАЗИС : ВЦ РАН,2000. - 131 с.

52. Погребняк, Н.Шварева, С.Солнцев «Естественные монополии: динамика тарифов и резервы эффективности», аналитическая записка. Институт комплексных стратегических исследований http://www.icss.ac.rii/publish/analysis/am094.html

53. Ремизов В.В., Боксерман Ю.И., Резуненко В.И. и др. Газовая промышленность России Исторические очерки, М. Газоил пресс 2000 348 с.

54. Саркисян В.А. Оптимизация использования первичных энергоносителей основа энергетической безопасности России //Финансово-экономический вестник нефтяной и газовой промышленности 2003 № 12. с.139-153

55. Саркисян В.А., Лагашина Н.А. Экономические аспекты газификации регионов России с использованием нетрадиционных методов //Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 287-294.

56. Смирнов В.А., Боксерман Ю.И., Эскин В.И. Единая система газоснабжения и рынок М.: Нефтяник, 1993 60 с.

57. Смирнов В.А., Боксерман Ю.И., Эскин В.И. Единая система газоснабжения. Проблемы перехода к рынку М.: ИРЦ Газпром, 1993 224 с.

58. Тактаров Г.А. Ценообразование .М. 2004 176 с.

59. Тарасов П.С. Газ России и ОАО Газпром. Экономика, политика, география //Города и городские агломерации в региональном развитии. М.: ИГ РАН 2003 с. 293-300

60. Тарасов П.С. Газовая отрасль России: экономико-географические проблемы и моделирование перехода к рынку // Известия РАН, серия географическая 2004, № 5, с 53-65.

61. Тарасов П.С. Информационные системы, как неотъемлимый инструмент для принятия решений //Интеллектуальные и информационные ресуры и струкутры для регионального развития. М.: ИГ РАН 2002 с. 85-90

62. Тарифы на энергоресурсы и развитие экономики Промышленные ведомости №7-8 2001 с

63. Тархов С.А. Эволюционная морфология транспортных сетей. Смоленск-Москва: «Универсум» 2005

64. Тер-Саркисов P.M. Завершение эпохи дешевого газа //Нефтегазовая вертикаль 09,10 2003 с 52-55.

65. Тикунов В. С., Цапук Д. А. "Устойчивое развитие территорий: картографо-геоинформационное обеспечение" Москва Смоленск 1999 г.

66. Тонн П., Ньюби П. "Методы географических исследований" Москва 1977 г

67. Трейвиш А.И. «А.А. Минц и прогноз территориального развития» // Известия РАН, серия географическая 2004, № 5, с 59-64.

68. Трейвиш А.И. География мирового развития: насущная потребность, мода или утопия? // Четвертые сократические чтения по географии. Научные теории и географическая реальность М.: Эслан, 2004, С. 81102.

69. Фурман И.Я. Дифференциация цен на газ в зависимости от режимов газопотребления //Газовая промышленность.-1997.- N 6 с 7-8

70. Фурман И.Я. Учет режимов газопотребления в ценах на газ //Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 193-196.

71. Хаггет П. "Пространственный анализ в экономической географии" Москва 1968 г.

72. Халошин О.З. Формирование платежеспособного спроса на газ с использованием региональных топливно-энергетических балансов

73. Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 59-62.

74. Харин Ю.С., Малюгин В.И., Кирлица В.П. и др. Основы имитационного и статистического моделирования: Учеб. пособие. -Минск:Дизайн ПРО, 1997. 288 с.

75. Хрущев А. Т. "География промышленности СССР" М: 1990.

76. Хрущев А. Т. Экономическая и социальная география России М.: 1997

77. Шабалов И.П., Морозов Ю.Д., Эфрон Л.И. Стали для труб и строительных конструкций с повышенными эксплуатационными свойствами. М. Металлургиздат 2003 520 с.

78. Штилькинд Т.И. Договор к Энергетической Хартии и газовая промышленность России // Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 65-72.

79. Щекина В.Д., Корнеева В.А., Акулова З.Г. и др. Проблемы совершенствования цен и тарифов в газовой промышленности // Проблемы экономики газовой промышленности. Сборник статей НИИГазэкономика, М. 2002 с 75-82.

80. Язев В. Природный газ России. М.: Энергия Востока, 2003 207 с.90. «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» Распоряжение Пр-ва РФ от 28.08.2003 №1234-р М.: ГУ ИЭС Минэнерго РФ, 2002

81. По материалам Всемирного Банка. Достоинство двойственного установления цен на природный газ России //Промышленная политика в Российской Федерации №4 2004 с 27-45.

82. Официальные интернет ресурсы организаций и ведомств:

83. Агентство по статистике Департамента США по энергетике http://tonto.eia.doe.gov/dnav/ng/hist/n9190us3m.htm

84. ОАО «Газпром» //www.gazprom.ru

85. ООО «Газэкспорт» http://www.gazexport.ru/

86. ООО «Мострансгаз» http://www.mostransgaz.info/

87. Правительство РФ http://www.government.gov.ru

88. РАО ЕЭС России http:// www.rao-ees.ru

89. Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) //www.fecrf.ru (в настоящее время www.fstrf.ru)1. Статистические сборники:

90. Жилищное хозяйство в России. 2002: Стат. сб./ Госкомстат России. -М., 2002. 237 с.

91. Регионы России: Стат. сб. В 2 т. / Госкомстат России. М., 2001

92. Регионы России: Стат. сб. В 2 т. / Госкомстат России. М., 2002

93. Регионы России: Стат. сб. В 2 т. / Госкомстат России. М., 2003

94. Регионы России: Стат. сб. В 2 т. / Госкомстат России. М., 2004

95. Российский статистический ежегодник: Стат.сб./Госкомстат России. -М., 2001.

96. Система таблиц "Затраты-Выпуск" России за 2001 год: Стат. Сб. / Федеральная служба государственной статистики. М., 2004, сс. 65-89

97. Цены в России: Стат. сб./ Госкомстат России. М., 2000.

98. Цены и Тарифы в ЖКХ // Госкомстат 4(18)'2003 67 с.

99. BP Statistical Review of World Energy 2004

100. Energy Prices & Taxes Quarterly Statistics, Third Quarter 2003

101. Energy Prices & Taxes- Quarterly Statistics, Thirst Quarter 2000