Методы ценообразования

Размещено на http://www.allbest.ru/

17

Содержание

• Введение
• 1. Методы ценообразования и контракты на природный газ
• 1.1 Основные принципы ценообразования
• 1.2 Формулы ценообразования
• 1.3 Типы газовых контрактов и их характеристики
• Заключение
• Список литературы
• Введение
• Газовая промышленность - один из наиболее стабильно работающих элементов топливно-энергетического комплекса и всей экономики России, крупнейший элемент мировой системы энергообеспечения. Доля газа в первичном топливно-энергетическом балансе страны составляет около 50%. Наша страна занимает первое место в мире по добыче, разведанным запасам и прогнозным ресурсам газа и обеспечивает около 25% его мирового производства. Россия - крупнейший в мире экспортер естественного газа, обеспечивающий более 40% международных поставок.
• Промышленность России: статистический сборник / Госкомстат России. - М., 2000. - 462 с.Начальные суммарные ресурсы свободного газа России составляют 236,15 трлн м³ ; в том числе 160,3 трлн м³ - на суше и 75,8 трлн м³ - на шельфе (рис.1).
• Рис.1. Распределение начальных суммарных ресурсов газа в России (236,15 трлн м³)
• Разведанные запасы свободного газа (включая газ газовых шапок) превышают 47,8 трлн м³. Около 78% разведанных запасов газа сосредоточено в Западной Сибири; более 7% - на шельфе северных морей; 6,7% - в европейской части; около 8,5% - в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая шельф Охотского моря.
• Главный центр российской газовой промышленности - Западная Сибирь. В 70-80-е гг. ХХ в. На севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции создан крупнейший в мире газовый комплекс, при его формировании впервые на теоретическом и практическом уровне решен ряд принципиально новых научных и технологических задач при проведении геологоразведочных работ, развития систем добычи, переработки и сверхдальнего транспорта газа в экстремальных горно-геологических и природно-климатических условиях.
• Добыча газа в СССР превысила к началу 1990-х гг. 800 млрд. м³, что составляло более 40% всей мировой добычи (табл.1)
• Таблица 1 Добыча газа в России и мире в 1970-2003 гг., млрд. м³

Страна регион Год	Мир в целом млрд м(3)	СССР	Россия
		Млрд м(3)	Доля в мире, %	Млрд м(3)	Доля в мире, %	Западная Сибирь
						Млрд м(3)	Доля в России %
1970	1020,7	198,0	19,4	83,3	8,2	2,7	3,2
1980	1456,4	435,2	29,9	254	17,4	140,4	55,3
1985	1676,4	643,0	38,4	462	27,6	388,9	84,2
1990	1999,8	815,3	40,8	641	32,1	574,2	89,6
1995	2141,2			595	27,8	544,7	91,5
2000	2435,7			584	24,0	533,0	91,3
2001	2493,3			581	23,3	532,1	91,6
2002	2527,6		595	23,5	544,6	91,5
2003	2628,7		620	23,6	568,9	91,8

• В 1990-1992 гг. в России добывалось 641-643 млрд м³ раза в год, в том числе в Западной Сибири - более 580 млрд м³. Вместе с тем, работа газового комплекса характеризуется серьёзными и глубокими в значительной степени искусственно созданными противоречиями.
• При уникальной сырьевой базе и развитой сети трубопроводного транспорта добыча газа в России с 1992г. До конца 1990-х гг. снижалась.
• В 2000 г. годовая добыча газа в стране снизилась на 57 млрд м³ по сравнению с 1991 г. - до 584 млрд м³ , объём инвестиций в основной капитал в сопоставимых ценах составил 41,5% от уровня 1990 г.
• В 2001 г., несмотря на почти двукратное увеличение инвестиций в основной капитал до 4,8 млрд долл., произошло дальнейшее снижение добычи газа в России - до 581 млрд м³ .
• Ухудшению ситуации в отрасли способствовали такие факторы, как заниженная стоимость газа в структуре внутренних энергетических цен и по сравнению с ценой международного рынка, высокий уровень неплатежей, бартера и квазиденежных расчетов в девяностые годы, проедание амортизации в условиях высокой галопирующей инфляции (за счет недооценки основных фондов).
• В крупнейшем газодобывающем районе России - Ямало-Ненецком автономном округе - снижение добычи газа началось в 1993 г. (табл.2)
• Таблица 2 Добыча газа в Западной Сибири в 1970-2003 гг., млрд. м³

Год/ Регион	Всего млрд. м(3)	ЯНАО	ХМАО	Томская область
		Млрд. м (3)	Доля в регионе, %	Млрд. м (3)	Доля в регионе, %	Млрд. м(3)	Доля в регионе, %
1970	2,7	0	0,0	2,7	98,4	0,0	1,6
1975	37,4	24	64,1	13,4	35,8	0,0	0,1
1980	140,4	112	79,8	28,3	20,1	0,1	0,1
1985	388,9	355	91,3	33,8	8,7	0,1	0,0
1990	574,2	545	94,9	29,0	5,0	0,2	0,0
1995	544,7	527	96,7	17,6	3,2	0,1	0,0
2000	533,0	512	96,1	20,1	3,8	0,9	0,2
2001	532,1	509	95,7	20,3	3,8	2,8	0,5
2002	544,6	520	95,5	20,6	3,8	4,0	0,7
2003	568,9	540	94,9	22,9	4,0	6,0	1,1

• За эти годы добыча снизилась на 49,5 млрд м³ - с 559,5 млрд м³ в 1992г. до 510 млрд м³ в 2000г. Основная причина сложившейся ситуации - естественное и ожидавшееся падение добычи на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях. В 2000г. на трех этих месторождениях было добыто 411 млрд м³ газа, что составило 78% от добычи в ЯНАО и 70% от добычи в России.
• Объём инвестиций в основной капитал возрос в 2003-2--5гг. до 6-7 млрд долл. в год. Однако в условиях высокого уровня инфляции в стране и при опережающем росте издержек газовой промышленности реальный уровень капитальных вложений не только не увеличился, но и несколько снизился. Ввод в разработку в конце 2001г. Заполярного месторождения, а в 2004г. - Песцового месторождения несколько улучшает ситуацию, позволяет на несколько лет преодолеть падение и обеспечить некоторый рост добычи газа. Добыча газа в России в 2002 г. составила 595 млрд м³, в 2003 г. - 620 млрд м³, в 2004 г. - 634 млрд м³.
• Вместе с тем, если в ближайшие годы не начать освоения месторождений п-ова Ямал, резкое падение добычи газа в стране не начнётся уже в 2008-2010 гг. Суммарный объём капитальных вложений в проект освоения п-ова Ямал составит не менее 70 млрд долл.
• 1. Методы ценообразования и контракты на природный газ
• 1.1 Основные принципы ценообразования
• Федеральное агентство по образованию; РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина; Под ред. В.Ф.ДунаеваВ целом цены на природный газ существенно различны на разных рынках, однако в методологии ценообразования имеется много общего. Можно выделить ряд наиболее существенных факторов в ценообразовании на газ, оказывающих влияние на специфических рынках:
• объём требуемых капиталовложений по всем звеньям газовой цепочки; заменители газа, конкурирующие с ним на местных рынках;
• конечные потребители природного газа на местных рынках;
• условия развития региональных рынков газа;
• инфляция и колебания валюты на региональных рынках;
• факторы охраны окружающей среды.
• Цены на природный газ обычно определяются либо по формуле «затраты плюс» («cost plus»), исходя из дополнительных затрат по газовой цепочке с учетом нормальной рентабельности инвестированного капитала, либо исходя из цен заменителей газа.
• Установление цен на базе затрат. Это наиболее просто метод достижения оптимального объёма производства и потребления. В этом случае нет необходимости знать условия конкуренции между различными видами топлива, поскольку газ автоматически будет потребляться там, где затраты на его производство и использование ниже его ценности. Тем не менее, необходимо убедиться, что пересчеты не приводят к превышению затрат над ценами. Поскольку предельные затраты на производство газа ниже его полной себестоимости, то газовые компании будут получать прибыль. Такая полтика ценообразования соответствует принципу равенства потребителей (одинаковая цена для двух потребителей, характеризующихся одинаковым географическим расположением, уровнем потребления и т.д.). Ценообразование по форме «cost plus» базируется на совокупных издержках (от скважины до конечного потребителя),связанных с производством и распределением газа. На каждой стадии стоимостной цепочки к затратам прибавляется соответствующая норма прибыли, включаемая в цену газа (табл.3)
• Таблица 3 Пример ценообразования на основе дополнительных издержек ($/млн БТЕ)

Добыча природного газа	Сбор газа	Переработка, очистка газа	Транспортировка газа до газопровода	Сбыт газа	Оптовое распределение	Конечное потребление: ком.- быт., ком. использование, промышленность, транспорт
1,00-3,00	0,05-0,20	0,20-0,30	0,10-1,10		0,10-0,80

• Таким образом, цены, формируемые на основе добавочных расходов, складываются из стоимости добычи и добавленной стоимости в процессе производства газа и его транспортировки от «скважины до потребителя». Основная информация, необходимая для определения цен по методу «затраты плюс» показана на рис.2
• Рис.2. Необходимые условия для использования ценообразования по методу «затраты плюс»
• Установление цен на базе ценности газа
• Этот метод заключается в установлении цены для каждого потребителя равной ценности газа, при условии, что цена будет не ниже уровня затрат. При таком методе возникает ряд технических трудностей. В частности, он требует постоянного контроля за ценностью газа для всех групп потребителей и необходимости заранее вносить коррективы, вызываемые научно-техническим прогрессом или изменением цен на другие виды энергии. К тому же, в этом случае регулирующие органы должны контролировать и уровень затрат.
• С другой стороны, указанный метод обеспечивает одновременно оптимальное управление газовыми потоками с позиций общества и максимум прибыли для отдельных предприятий на локальном уровне.
• При втором методе конкурентного или рыночного ценообразования на основе эффективности заменителей газа цены на газ базируются на оценке дополнительных издержек, обусловленных применением природного газа вместо других видов топлива. Выбор заменителей газа, определяющих его цену, зависит от специфической сферы использования. Наиболее высокая цена на природный газ устанавливается с учетом его преимуществ над жидким топливом или углём.
• В условиях равновесия спроса и предложения цены на газ на устью скважины соответствуют так называемой цене «нетбэк». Цена «нетбэк» равна цене самого дешевого альтернативного топлива, включая доставку потребителю, все налоги и поправку на энергетическую ценность, за вычетом:
• стоимости транспортировки газа от побережья (для СПГ) или границы в пункте импорта до потребителя;
• стоимости поддержания гибкости (необходимого уровня запасов) для балансирования сезонных или дневных колебаний спроса;
• «газовых» налогов.
• Средневзвешенная нетбэк-стоимость для всех категорий потребителей является базой формирования договорной стоимости газа на побережье или границе стран.
• Таким образом, цена, уплачиваемая газораспределительной компанией иностранному или национальному производителю на границе или побережье, определяется на основе средневзвешенной стоимости газа, исходя из стоимости альтернативных топлив, с учетом покрытия расходов на транспорт, хранение и уплату всех «газовых» налогов.
• Использование принципа формирования цен по отношению к альтернативным видам энергии приводит к самым низким ценам на газ, используемый для производства электроэнергии, несколько более высоким ценам для промышленных потребителей и самым высоким ценам в коммунально-бытовом и коммерческом секторах. Этот результат - следствие альтернативного использования энергии различными потребительскими группами. Дискриминация одних рынков по отношению к другим даёт возможность продавцам газа получать часть дополнительного дохода потребителей без изменения динамики потребителя (по сравнению с ситуацией, когда для каждой потребительской группы действует одна и та же цена).
• Уровень цен на природный газ зависит от издержек добычи и транспорта, а также от конкуренции на рынке энергоносителей («газ-альтернативное топливо») и на рынке природного газа («газ-газ»). Существенные различия в характере и величине издержек, колебания цен на альтернативные энергоносители, а также значительная автономия отдельных секторов мирового рынка природного газа приводят к множеству цен. Фактические цены являются усреднёнными, их уровень устанавливается в ходе переговоров по каждому контракту в зависимости от всей совокупности ценообразующих факторов.
• Система ценообразования «нетбэк» обеспечивает газотранспортным компаниям возможности возмещения капитальных затрат на создание сети трубопроводов. Устанавливая цену на газ на основе альтернативных топлив, газотранспортная компания может быть уверена в том, что она максимизирует суммарные денежные поступления и получает нормальную валовую маржу. Риск переносится на производителя и может компенсироваться его долей в экономической ренте.
• Существует три вида нетбэк-стоимости:
• 1) для «старых» потребителей газа;
• 2) для новых потребителей (например, заводов в экологически чистых зонах) и
• 3) для потребителей нефтепродуктов, не имеющих мощностей по использованию газа (цена газа для них будет наименьшей, учитывая капитальные затраты, необходимые для перехода на новый вид топлива).
• Газовая компания (в рамках контрактных цен и для соответствующего уровня «негазовых» издержек и налогов) может устанавливать цены в интервале от уровня цен, которые возмещают ей издержки и налоги, до уровня наивысшей величины нетбэк-стоимости (для «старых» потребителей газа). При установлении цен на газ ниже этого минимума компания не покроет свои издержки, а при установлении их выше максимума - быстро потеряет рынок, поскольку её клиенты перейдут на более дешевые виды топлива. На практике компания устанавливает цену на уровне цен для новых потребителей с целью поддержания рынка и стимулирования его расширения. Цена на газ на границе/побережье устанавливается на промежуточном уровне - между наибольшей и наименьшей из цен, определенных для различных категорий потребителей. Базовая цена обычно увязана с ценой нефтепродуктов (мазута), или ценой нефти, с тем, чтобы поддерживать цены на газ на достаточно реалистичном уровне на протяжении срока действия контракта.
• Стоимость добычи и транспортировки газа до границы/побережья может быть значительно ниже наименьшей нетбэк-стоимости. В Европе голландский и норвежский газ считаются самыми дешевыми, опережая алжирский и российский газ. Наименее удаленные от рынка сбыта производители получают преимущества за счет экономии затрат на транспортировку. Это находит выражение в значительной ренте положения (т.е. разнице затрат двух поставщиков, удалённых от рынка на разные расстояния). Величина этой ренты равна нетбэк-стоимости за вычетом издержек на поставку газа.
• Газовые контракты базируются на принципах раздела ренты между производителем, страной транзита и импортером газа. Как только определена цена газа на границе, импортер обычно устанавливает конечную цену ниже средней нетбэк-стоимости за счет ренты «старых» потребителей газа или потребителей нефтяного топлива - с целью стимулирования роста использования газа или перехода на газ (рис.3)
• Рис.3. Ценообразование по методу «нетбэк»
• Такая практика со временем прошла несколько этапов. На начальном этапе становления рынка метод нетбэк был важным фактором его развития; он не приводил к увеличению издержек потребителей и обеспечивал диверсификацию предложения энергоносителей. Для более зрелого рынка необходимо соизмерять рост потребления газа с предельным доходом с позиций энергетической диверсификации. На этом этапе рента должна быть разделена между конечными потребителями, с учетом конкуренции на газовом рынке.
• В условиях равновесия спроса и предложения цены на газ на устье скважины соответствуют цене «нетбэк», определяемой исходя из цен на энергоносители на региональном рынке. В случае, когда предложение газа превышает спрос, цены на устье скважины падают ниже уровня цен «нетбэк» вследствие конкуренции «газ-газ».
• Ценообразование на основе доступности заменителей газа определяет предельную цену, обеспечивающую экономические стимулы использования газа вместо других видов топлива. Цена на газ определяется исходя из паритета цен на заменители газа или ниже этого уровня. Использование цен на конкурентные энергоносители позволяет также учесть качественные характеристики газа и разницу в эффективности применения газа и других энергоносителей.(рис.4)
• Рис.4. Схема определения цен на газ в рыночных условиях
• На развивающихся рынках газа, где используется ценообразование на основе предельных затрат, обычно существует механизмы, гарантирующие сохранение цен на газ ниже паритета цен на его заменители. Государство устанавливает постоянные цены на газ как на устье скважины, так и для конечных потребителей. Для некоторых областей конечного использования газа цены могут устанавливаться на уровне близком к предельным затратам с тем, чтобы стимулировать данную сферу использования газа. При этом на развивающихся рынках с их контролем над ценами распространена практика перекрестного субсидирования коммунально-бытовых и коммерческих потребителей со стороны промышленности.
• На зрелых рынках, например, в США цены на газ определяются рыночными силами и поэтому являются весьма неустойчивыми. При относительном равновесии спроса и предложения цены на газ в устье скважины базируется на «чистой расчётной цене» (цене «нетбэк»).
• 1.2 Формулы ценообразования
• Существует связь динамики цен на нефть с динамикой цен на природный газ. Практика показывает, что в периоды «нефтяных шоков» цена на газ начинала, как правило, снижаться по мере снижения цен на нефть. Перспектива возможного снижения цен на газ в период действия контракта заставляет поставщиков искать гарантийные механизмы. Импортерам, в свою очередь, требуются гарантии обеспечения будущих поставок газа. Поэтому в целях защиты от рисков изменения конъюнктуры обе стороны в момент заключения контракта соглашаются использовать привязку цен на газ к ценам на заменяющие его энергоресурсы.
• Такая привязка имеет вид формулы индексации, включаемой, в контракты. В формулу индексации, помимо базисной цены, рассчитанной на основе конъюнктуры рынка и отношения с конкурирующими энергоносителями (малосернистый мазут, газойль), включаются некоторые базисные показатели.
• Базисные показатели индексации цен на газ оговариваются контрагентами при заключении контракта. Это могут быть темпы инфляции, темпы развития энергетики или газовой промышленности. Как правило, они связаны со спецификой развития импортирующей страны. Изменение цен на конкурирующее топливо оказывает влияние на цены на газ через 4-6 месяцев.
• А.Ф.Андреев, С.Г.Лопатин, М.В.Маккавеев, Н.Н.Победоносцева; Под ред. А.Ф.Андреева
• Основы менеджмента (нефтяная и газовая промышленность): УчебникВ простейшем варианте формула корректировки цены в зависимости от изменения рыночных цен на альтернативные виды топлива (мазут и газойль) представлена ниже:
• ³P_t = P_o[a(GO)_t/(GO)_o+b(M)_t/(M)_o+c(PPI)_t/(PPI)_o+…],
• Где P_t - цена природного газа в момент времени t;
• (GO)_t - цена газойля в момент времени t*;
• (M)_t - цена мазута в момент времени t*;
• (PPI)_t - индекс цены производителя в момент t* (индекс инфляции) ;
• t* - согласованный временной период до момента времени t - лаговый эффект запаздывания момента определения цен на газ;
• (P_o,(CO)_o,(M)_o и (PPI)_o - значения соответствующих переменных в момент времени t=0; a+b+c+…=1
• Поскольку цены на нефтепродукты могут изменяться ежедневно, то параметры (GO) и (GO)_o являются средними величинами, определяемыми за трёхмесячный период.
• Индексация цен на природный газ используется поставщиками и потребителями на протяжении всей цепочки газоснабжения - от добывающих до транспортных компаний. Она отражает структуру потребления данного ресурса в экономике той или иной страны и соответственно рассчитывается индивидуально для каждого контракта, заключаемого между контрагентами. Базовая цена газа и величина её индексации отражают конкурентоспособность газа по отношению к другим энергоносителям. Она может оцениваться на различных уровнях:
• на уровне всей страны, когда при производстве электроэнергии газ конкурирует с импортируемой нефтью (например, в Японии). В этом случае имеем: цена газа (франко-стоп судно) = 0,15 x средневзвешенная цена импорта нефти + затраты + величина инфляции;
• на уровне отдельного рыночного сегмента (например, при продаже газа европейским газовым компаниям). Обычно рассматривается конкуренция газа с нефтяным газойлем и мазутом. Цена газа = базовая цена + 60% x 0,8 x (цена газойля - базовая цена газойля) + 40% x 0,9 (цена мазута - базовая цена мазута);
• на уровне отдельного проекта, например, при продаже газа электроэнергетикам, когда газ конкурирует с углем. В этой ситуации цена газа = базовая цена x (35% x цена угля/базовая цена угля + 20% x цена электроэнергии/базовая цена электроэнергии + 20% процент инфляции/базовая ставка инфляции/базовая ставка инфляции + 20% x заработная плата/базовая заработная плата + 5% x затраты на оборудование/базовые затраты на оборудование).
• Индивидуальный расчет цен для каждого импортера исключает их единообразие и возможности точного вычисления средних цен. Для каждой страны учитываются специфические факторы.
• Определение цены P_o является одним из важнейших моментов любого контракта. Если первоначальная цена P_o установлена неправильно, то её нельзя скорректировать путём варьирования других элементов формулы. Точное значение цены P_o зависит от ситуации в различных потребительских сегментах. Параметры a,b,c, в формуле цены газа, а также другие параметры отражают текущую или ожидаемую долю продаж газа в соответствующих сегментах потребления, где газойль, мазут и другие энергоносители являются конкурентами газа. Так, например, если в одной ситуации покупатель газа перепродаёт 50% закупок электростанциям и 50% - промышленному сектору, а в другой реализует 50% газа для промышленных нужд, а 50% - коммунально-бытовому сектору, то устанавливаемое значение цены P_o для этих двух случаев почти определенно будет различным. Параметры a,b для этих ситуаций также будут иметь разные значения, поскольку они отражают вес конкурирующих видов топлива.
• Снижение средневзвешенной цены на альтернативные виды топлива (в данном случае, на газойль и мазут) некоторое время не отражается на уровне цен на газ.
• Вследствие отставания во времени, цена на газ могут быть намного выше цен на альтернативные виды топлива. Если же цены на нефть начинают повышаться, то проходит значительное время, прежде чем это отразится на ценах на газ.
• В долгосрочном периоде выигрыши и убытки будут более или менее сбалансированы, но покупатели будут стремится приобретать минимальное количество газа в те периоды времени, когда альтернативные виды топлива дешевле, особенно, если у них есть возможность использовать эти виды топлива.
• На практике используются различные варианты формулы индексации. Уже упомянутая формула «затраты плюс» («cost plus») применяется в случае, когда покупатель соглашается на цену, которая реально гарантирует поставщику заданную норму рентабельности на инвестиции. В этом случае индексирование не применяется.
• Поэтому данную формулу используют лишь в том случае, когда долгосрочная ценовая ситуация достаточно стабильна и инфляция невелика.
• Такие условия не характерны для 90-х годов, и поэтому данная формула представляет скорее исторический интерес.
• Поставщики, в особенности международные нефтяные и газовые компании не склонны использовать ценообразование по методу «cost plus». Эти компании работают в условиях риска и стремятся не упустить возможности получить часть экономической ренты в период роста цен.
• газ издержки ценообразование
• 1.3 Типы газовых контрактов и их характеристики
• Двусторонний характер отношений между экспортером и импортером газа выражается в заключении досрочных контрактов. Они представляют компромисс сторон в отношении цен на газ. Ставкой в любом газовом контракте является величина разделяемой ими газовой ренты. Рентный доход представляет собой разницу между ценой реализации 1м³ газа на стадии конечного потребления и суммой затрат на производство, транспорт, хранение (возможное сжижение и регазификацию) и распределение этого объёма газа. В зависимости от того, является ли газовый рынок рынком «продавцов» или «покупателей», при установлении цен на газ соответственно доминирует логика производителя или потребителя. Этим объясняются большие различия, наблюдаемые в контрактных условиях, - как во времени, так и в пространстве.
• Г.А.Маховикова, И.А.Желтякова, Н.Ю.Пузыня
• Ценообразование: ПрактикумЦелями газовых контрактов являются:
• установление динамики продаж в течение срока контракта;
• установление правил поставок в годовом, месячном и суточном разрезе;
• формирование гибкой системы поставок;
• установление цен;
• определение компенсаций (в начальный момент действия контракта, в ходе его реализации…) и штрафов (вследствие отказов в поставках…).
• Газовые контракты разнообразны по своей структуре. В ней выделяют следующие основные позиции:
• продолжительность;
• цены (базовая цена, предусматриваемые темпы роста, базовый период отсчета);
• пересмотр цен (принципы, периодичность);
• поставки (выход на проектную мощность, годовые контрактные объёмы, гибкость, корректировки);
• качество (набор показателей);
• штрафные санкции;
• арбитраж;
• форс-мажорные ситуации.
• По типам контрактов различают:
• Долгосрочные (контракты на истощение и контракты на поставку) и краткосрочные (контракты на условия спот, на имеющиеся мощности, на наличные транспортные мощи)
• Отдельную группу составляют контракты СПГ. Они включают целую совокупность соглашений в отношении поставки сухого газа на заводы, транспортировки, продажи СПГ.
• Контракты на оптовые поставки газа трубопроводным транспортом
• На практике различают два основных вида таких контрактов:
• 1. «Контракты, относящиеся к месторождению (исключительные или контракты на истощение)», в соответствии с которыми импортер обязуется закупать суммарный объём добываемого на месторождении газа, а продавец - эксплуатировать месторождение в качестве оператора. Этот тип контрактов обычно относится к небольшим месторождениям. В таких случаях говорят о «продаже» конкретного месторождения.
• 2. «Контракты на поставку» или «контракты предложения», в соответствии с которыми импортер обязуется покупать определенное количество газа ежегодно, а экспортер - осуществлять его поставки. Эта формула применяется для большинства средних и крупных месторождений. В таких случаях говорят о «соглашениях на базе предложения» («supply basis agreement»).
• В первом случае продавец должен наиболее точно оценить величину извлекаемых запасов, покупатель же закупает производимую ежегодно продукцию ежегодно продукцию. Во втором случае покупатель обязуется приобретать фиксированный ежегодный объём газа с учетом периода времени, необходимого для достижения экспортной мощности. На практике объёмы закупок должны определяться в определенном диапазоне.
• Контракты первого типа заключались, например, в Великобритании, между производителями природного газа в Северном море и компаний British Gas, в то время как контракты, заключаемые между голландской компанией Gasunie и потребителями газа в Германии, Бельгии, Франции, Италии, относятся ко второму типу контрактов на поставку газа.
• В таблице 4 представлены основные характеристики этих контрактов.
• Таблица 4.

Контракт на извлечение запасов газа	Контракт на поставку газа
1. Заключается между производителем и покупателем газа; при этом продавец может заключать один или несколько однотипных контрактов с покупателем газа. Продавец передаёт право на разработку всех извлекаемых запасов газа конкретного месторождения, а все риски берёт на себя покупатель. Исключение состовляют США, где контракт может быть заключён между продавцом и несколькими покупателями.	1.Обычно заключается между одним продавцом и одним или несколькими покупателями. В случае нескольких покупателей условия поставки газа для различных покупателей могут быть различны.
2. Обязательное определение объёма извлекаемых запасов газа до заключения контракта и периодиическая переоценка запасов газа по мере их истощения.	2. Продавец не обязан отчитываться перед покупателем данными относительно наличных запасов. Покупатель вправе потребовать доказательства того, что объём газа, указанный в контракте, имеется у продавца, и что он в состоянии его поставить.
3. В контракте оговариваются темпы извлечения газа, измеряемые в среднесуточном контрактном объёме (ССКО) и среднегодовом контрактном объёме (СГКО).	3. В конткакте оговариваются только общий объём поставляемого газа в течение всего срока действия контракта и максимальные ССКО и/или СГКО.
4. Оговариваются ежегодные темпы добычи до момента достижения проектной мощности.	4. Максимальный и минимальный объёмы суточной добычи на начальные годы действия контракта обычно оговариваются.

• Третья форма контрактов - это опционные контракты. Они применяются при продаже попутного газа. В таких контрактах учитывается, что главная цель продавца попутного газа - производство сырой нефти с отделением от неё попутного газа, являющегося вторичным продуктом. Продавец устанавливает количество газа подлежащего продаже в пределах оговоренных объёмов. Это влияет на объёмы добываемой продавцом сырой нефти.
• Заключение
• В настоящее время дискутируется вопрос о создании общероссийского внутреннего оптового рынка газа, который обеспечит равный доступ всех производителей газа - предприятий «Газпрома», вертикально интегрированных компаний и независимых производителей - к газопроводной сети, которая сейчас входит в состав ОАО «Газпром» и эксплуатируется его газотранспортными предприятиями.
• Создание внутреннего рынка газа и газовой биржи изменит рассмотренную выше систему ценообразования в газовой промышленности, заменив её принципами рыночного ценообразования с учётом спроса и предложения на газ и цен конкурентов - продавцов природного газа.
• Розничные цены на газ, реализуемый населению и предприятию организациями ОАО «Росгазификации» формируются на основе оптовых цен на газ с учетом покрытия издержек и величины расчетной прибыли организаций «Росгазификации».
• Список использованной литературы
• 1. Федеральное агентство по образованию; РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Под ред. В.Ф. Дунаева Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов
• 2. А.Ф. Андреев, С.Г. Лопатин, М.В. Маккавеев, Н.Н. Победоносцева; Под ред. А.Ф. Андреева Основы менеджмента (нефтяная и газовая промышленность): Учебник
• 3. Г.А. Маховикова, И.А. Желтякова, Н.Ю. Пузыня Ценообразование: Практикум
• 4. Промышленность России: статистический сборник / Госкомстат России. - М., 2000. - 462 с.
• Размещено на Allbest.ru