Реформирование тарифной политики Украины на пути вступления в энергетическое сообщество Европы

Введение

Вопросы функционирования энергетических сетей в Украине в условиях рынка приобретают сегодня все большую актуальность. Недавний конфликт вокруг транзитных поставок российского газа поставил под сомнение не только роль Украинского государства как надежного транзитера в Европе, но и вопросы прозрачности деятельности всей газотранспортной системы и ее готовности к переходу на рыночные принципы. Взрыв бытового газа в Днепропетровске стал самым громким отголоском халатного отношения к техническому состоянию газовых предприятий, а также подтверждением того, что реформационные процессы, которые до настоящего времени происходили в топливно-энергетическом комплексе, не обеспечили устойчивое развитие отрасли.

Экономическая теория традиционно рассматривает инфраструктурные сети как сферу деятельности естественной монополии. Такой статус закреплен и в национальном законодательстве Украины за сферами транспортировки электроэнергии, газа и нефти (трубопроводами). Проблематика регулирования естественных монополий широко изучается как отечественными (В. Д. Базилевичем, Г. М. Филюк, В. В. Венгером, Ю. И. Стадницким), так и зарубежными (Дж. Стиглицем, У. Баумолем, Дж. Панзаром, Р. Виллигом, Ж. Лафонтом, Ж. Тироле) учеными.

Цель работы - определить, объединяя теоретические исследования по регулированию затрат естественной монополии с практическими механизмами ценообразования, применяющимися в странах ЕС, возможные дальнейшие шаги по реформированию деятельности энергопоставляющих предприятий Украины в условиях вступления в Энергетическое сообщество Европы.

Во всех своих законодательных инициативах Украина декларирует выбор европейской модели функционирования энергетических рынков, а также свое стремление как можно быстрее интегрироваться в европейское энергетическое пространство. Ратифицировав Договор к Энергетической хартии, подписав с ЕС Меморандум о взаимопонимании в сфере сотрудничества в энергетической отрасли и получив статус наблюдателя в Энергетическом сообществе, Украина признала западные стандарты построения и регулирования энергетических рынков. 25 ноября 2008 г. украинская сторона провела первую официальную встречу с представителями Европейской комиссии и секретариата Энергетического сообщества, предметом которой стало обсуждение требований имплементации европейского законодательства в энергетической сфере и возможные сроки получения полноправного членства в Энергетическом сообществе.

В работе проанализирован вопрос функционирования энергетических сетей в Украине в условиях рынка, механизмы и инструменты государственной регуляции деятельности субъектов природных монополий в Украине, на основе сравнения европейского опыта и украинских реалий в тарифной регуляции предложены возможные модели тарифообразования на услуги субъектов природных монополий.

Реформирование тарифной политики Украины на пути вступления в энергетическое сообщество Европы

Энергетическое сообщество было основано в 2006 г. с целью стимулирования межгосударственных отношений в направлении построения единого европейского энергетического пространства с унифицированными и транспарентными правилами рынка как среди стран - членов ЕС, так и между странами-соседями. Сегодня за пределами ЕС в Сообщество входят все республики бывшей Югославии, в том числе Косово, а также Албания. Статус наблюдателей получили Украина, Молдова, Норвегия и Турция. Своим договором новая институция обязывает страны-участницы сформировать рыночные условия в соответствии с директивами ЕС, которыми регламентируются общие правила внутреннего рынка электроэнергии (№ 2003/54/ЕС) и газа (№ 2003/55/ЕС)2, в течение определенного периода: до 1 января 2008 г. для всех внутренних потребителей, кроме домашних хозяйств, до 1 января 2015 г. - для всех частных потребителей.

Обобщая нормативные положения этих директив, можно выделить несколько базовых принципов регулирования энергетических рынков ЕС и Энергетического сообщества:

1) разграничение, что предполагает юридическое, организационное и административное (относительно принятия управленческих решений) отделение от вертикально интегрированных компаний предприятий, осуществляющих магистральную и распределительную транспортировку газа и электроэнергии с обязательным ведением отдельного бухгалтерского учета;

2) недискриминационный доступ к сетям, что предполагает отделение по первому требованию дочерних инфраструктурных предприятий, которые должны предоставлять доступ к сетям всем поставщикам на условиях, не хуже, чем материнские компании. Доступ к пользованию инфраструктурой осуществляется на основе прозрачной тарифной системы, возмещающей все экономически обоснованные затраты;

3) прозрачность и публичность, которые обеспечивают публично-общественное осознание и восприятие деятельности естественных монополий. Энергетические компании обязаны, например, публиковать годовой отчет, а в случае, если это не предусмотрено соответствующей нормой национального законодательства о хозяйственных товариществах, иметь в главном офисе один экземпляр для ознакомления любым желающим. Прозрачность и понятность тарифной системы являются основой для экономической стабильности отрасли, что позволяет получать дополнительные сигналы для принятия решений о стратегическом инвестировании в развитие энергетических мощностей;

4) независимость регуляторного органа, что является важной предпосылкой для создания объективных и прозрачных правил игры на рынке. Кроме, собственно, функций регулирования органы проводят обязательный мониторинг деятельности энергетических предприятий с соответствующим информационным освещением, а также прогнозируют потребность экономики и общества в целом в энергетических ресурсах в долгосрочной перспективе, что служит основой для дальнейшего развития отрасли;

5) запрет любого перекрестного субсидирования и предоставление возможности определенного вмешательства государства для удовлетворения отдельных важных потребностей общества, однако лишь в пределах, не наносящих ущерба другим участникам рынка.

В комплексе данные директивы создают общие принципы для внедрения рыночных отношений в энергетической отрасли путем отделения сферы естественной монополии от потенциально конкурентной среды. Инфраструктурные сети организационно и финансово отделяются от вертикально интегрированных групп и обязуются на недискриминационной основе предоставлять сети в пользование любой "третьей" стороне. Базой регулирования служит прозрачная тарифная система, которая обеспечивает построение достаточных энергетических мощностей, их качественную и сбалансированную работу, устойчивое развитие в долгосрочной перспективе.

Если сравнивать европейские директивы с существующей в Украине нормативной базой, то можно утверждать, что на сегодня Украина не выполняет ни один из указанных европейских принципов регулирования, а поэтому поставленные сроки имплементации для нас являются слишком амбициозными. Причина кроется не только в явной политической неспособности провести необходимые изменения в национальном законодательстве. Полностью открыть и либерализировать отечественный рынок в короткий срок невозможно как с технической, так и с экономической точки зрения. Для примера, ЕС после принятия первых актов по либерализации электроэнергетической (в 1996 г.) и газовой (в 1998 г.) отраслей потратил почти 10 лет на их реформирование до полного открытия рынков.

Сегодня внутренний рынок энергетики Украины находится, так сказать, в состоянии перехода от советской модели прямой вертикали управления к модели рыночного саморегулирования с регуляторными функциями государства в сфере естественных монополий. Рынок электроэнергетики достиг определенных результатов на пути создания оптового рынка электроэнергии, газовый же сектор в основном остается под контролем государства. Производство электроэнергии и добыча газа практически полностью осуществляются компаниями, находящимися в государственной (или мажоритарной с долей более 50%) собственности. Магистральная транспортировка обеспечивается исключительно государственными предприятиями. Только в сфере распределения и поставок электроэнергии и газа государственные предприятия в основном приватизированы, что, однако, не дает достаточных рыночных стимулов для эффективного развития всей отрасли. Причина кроется в непродуктивной модели регулирования естественных монополий в Украине, в том числе в сфере ценообразования. Существующая в Украине система прямого государственного управления фактически направлена на сбалансирование интересов ТЭК в плане получения экономически обоснованных доходов, жизненно необходимых для обеспечения функционирования всей отрасли, с одной стороны, и отдельных групп потребителей, и в первую очередь - населения, заинтересованного в потреблении дешевой энергии, с другой. Фактически создана искусственная система регулирования, которая перегружена административным влиянием и основывается как на явном, так и на скрытом, перекрестном субсидировании отрасли, что противоречит требованиям европейских директив. Существующая проблематика регулирования энергетических рынков в Украине и необходимость проведения соответствующих структурных и институциональных реформ рассматривались в докладе Международного энергетического агентства. Исходя из изложенного, срочная и в полном объеме имплементация европейских норм, по нашему мнению, невозможна.

Сложным техническим препятствием в сфере электроэнергетики выступает необходимость присоединения к действующей в Европе системе координации передачи электроэнергии - UCTE. Другая, хотя и косвенная, техническая причина- угроза цепной реакции отключений (так называемый blackout), возникшая в США и Германии в силу перегрузки локальных сетей. Если сравнить существующие сегодня цены для конечных потребителей в Украине и странах Европы (табл. 1, 2), то свободный недискриминационный доступ к сети "третьих" сторон (кроме государственных монополистов "Укринтерэнерго" и "Нефтегаз Украины") мог бы привести к перегрузке линий на границе и соответствующим сбоям и отключениям в других регионах.

Таблица 1 Стоимость газа для конечных потребителей в Украине и странах Европы в 2008 г.(дол./тыс. м3)

Таблица 2 Стоимость электроэнергии для конечных потребителей в Украине и странах Европы в 2008 г.(дол./тыс. кВт ч)

Очевидно, что в Украине ценовое предложение энергоресурсов конечному потребителю намного ниже соответствующих средних показателей не только в странах ЕС, но и среди ближайших соседей - стран Восточной Европы. Только в предложениях электроэнергии, которая поставляется крупнейшим потребителям стоимость отечественной продукции приближается к восточноевропейской. Тем не менее ценовые преимущества, существовавшие до настоящего времени, в перспективе могут нивелироваться вследствие роста стоимости основных энергоресурсов, используемых в тепловой электроэнергетике, - угля и газа, удельный вес которых равен, соответственно, 56 и 41%.

Хотя доля электроэнергии, которая производится в Украине на ТЭС, составляет только 48%, ценовое давление со стороны энергоресурсов влияет и на уровень предложения на оптовом рынке электроэнергии. Как видно на рис. 1, стоимость импортного газа, используемого для потребностей энергетики, увеличивается, тогда как стоимость ресурсов внутренней добычи - уменьшается (под потребности населения). Стоимость отечественного угля под давлением социальной нагрузки и технических проблем добычи постепенно приближается к цене импортируемого. Либерализация ТЭК неизбежно приведет к выравниванию цен внутреннего и внешнего рынков.

С учетом технических обстоятельств, а также одной из важнейших составляющих либерализации рынка - недискриминационного отношения к "третьей" стороне, которая также является участницей рынка, - можно сделать вывод, что им-плементация условий Энергетического сообщества может осуществляться постепенно: от крупнооптовых рынков к розничным поставкам с возможным достижением конечной цели - либерализации рынков частных домашних хозяйств в 2015 г. Следует отметить, что договор об Энергетическом сообществе, как и директивы ЕС, содержит возможности для некоторой отсрочки для страны, если этого требует ее социально-экономическое состояние.

При этих условиях становится понятным, что ЕС свою первоочередную задачу в сотрудничестве с Украиной может видеть в обеспечении технической надежности, прозрачности и прогнозируемости функционирования транзитных энергетических путей. Как отмечено в коммюнике Европейской комиссии от 3 декабря 2008 г., модернизация украинской газо- и нефтетранспортной системы является приоритетом деятельности ЕС в рамках Восточного партнерства. Как известно, ежегодно через территорию Украины в Европу поставляется около 115 млрд. м3 газа и 40 млн. т нефти. С пуском в эксплуатацию транзитного коридора Одесса - Броды - Плоцк годовой объем транспортировки нефти может дополнительно вырасти еще на 14 млн. т за счет диверсификации поставок из Каспийского региона. Стабильность деятельности транзитных путей в Украине отвечает интересам ЕС в обеспечении собственной энергетической безопасности.

Важным инструментом регулирования государством деятельности предприятий магистральной и распределительной транспортировки энергоресурсов является контроль за формированием тарифов на услуги естественных монополий. На примере развитых стран можно выделить такие модели тарифообразования:

1) регулирование нормы прибыли, что предполагает возврат всех операционных расходов производства плюс затраты на привлечение капитала. Регулированию подлежат механизмы начисления расходов;

2) регулирование на основе ценовых ограничителей, которое фактически базируется на принципах учета затрат первой модели и дает возможность регулятору установить минимальную цену на определенный срок, в течение которого предприятие стремится к максимизации прибыли за счет внедрения эффективных технологий и, соответственно, уменьшения операционных расходов;

3) метод сравнительной конкуренции, который выступает своеобразным усовершенствованием второй модели путем фиксирования цены не только на базе обоснованных расходов, но и в сравнительном анализе с другими похожими сферами деятельности предприятий.

Детальный анализ описанных моделей, которые основываются на учете затратных факторов и стимулировании инновационного развития, широко изучен отечественными экономистами. В отношении ценового регулирования деятельности монополий в энергетической сфере также существуют альтернативные разработки, которые ориентируются на дифференциацию по отраслевому признаку и стимулирование развития приоритетных сфер за счет тарифных кредитов.

Сегодня в Украине используют модель "затраты плюс", которая только в общих чертах соответствует первой из очерченных нами моделей. Разница кроется в подходах начисления затрат на капитал. Как и большинство экономистов, специалисты Национальной комиссии регулирования электроэнергетики (НКРЭ) Украины в своем докладе обосновывают необходимость перехода к более современной модели регулирования на основе ценовых ограничителей, которая широко известна как модель "RPI-X фактора". В Украине ее частично уже применяют в области электроэнергетики для отдельных предприятий с иностранными инвестициями. Основной принцип ее действия состоит в фиксировании верхней границы тарифа, которая на протяжении утвержденного срока (5-8 лет) может корректироваться в зависимости от экономических индексов (как правило, индекса потребительских цен (RPI)) и некоторых факторов влияния (X), которыми являются технологический прогресс в отрасли или смежных сферах, а также подорожание или удешевление входящих факторов, например цены на энергетические ресурсы. Стимулы, которые получает естественная монополия при регулировании согласно этой модели, представлены в упрощенном виде (рис. 2): объемы производства и спроса - константы, инфляционное давление - отсутствует, введение технологической эффективности предприятия не учитывает индивидуальных факторов, ежегодное сокращение операционных расходов - 3%, общий доход в нулевом (базовом) периоде перехода на модель - 160 ед., база капитала - 500 ед., затраты на привлечение капитала - 6%, срок регулирования - 5 лет.

Как видно, начиная с первого года предприятие за счет внедрения эффективных технологий наращивает свою собственную прибыль. После завершения регулируемого срока шкала доходов корректируется на чистую прибыль, которая в дальнейшем наращивается за счет продолжения политики эффективности. Таким образом достигается оптимизация интересов как потребителей, так и естественной монополии. Тем не менее данная модель имеет и свои недостатки: на базовом этапе оценки монополист заинтересован скрыть свои реальные прибыли с целью их дальнейшей максимизации; такое же искушение существует и в конце очередного срока регулирования. Эффект внедрения сберегающих технологий передается потребителям в конечной цене только с определенным интервалом. Экономисты дают предложения как по совершенствованию модели RPI-X фактора, так и по переходу на модель сравнительной конкуренции. Последняя активно внедряется в Швеции, Нидерландах и Великобритании. Тем не менее большинство европейских стран пока что отдают предпочтение предыдущей модели.

Некоторые отечественные специалисты уже рассматривали вопрос, как можно использовать опыт европейских стран в сфере регулирования тарифов на транспортировку (транзит) газа в Украине. Однако в упомянутом материале европейский подход определения размера общих затрат предприятия "приспособлен" к принципу расчета единого тарифа на транспортировку, который используется на украинском рынке. Такая модель имеет смысл, если пользователем услуг по транспортировке (транзиту) является только одна компания, в данном случае - российская сторона. В условиях, когда рынок поставок демонополизирован, как этого требует европейское законодательство, применение единого тарифа не оправданно с точки зрения экономических затрат транспортера. Хотя российская сторона, согласно подписанному 19 января 2009 г. контракту между "Газпромом" и НАК "Нефтегаз Украины", фактически монополизировала свое право на транзит газа до 2019 г. по фиксированному тарифу (а это львиная доля в деятельности магистральных путей), доступ к ГТС "третьих" сторон возможен с либерализацией рынка исходя из достаточной мощности для транзита, а также для осуществления как импортных, так и экспортных поставок энергоносителей. При таких условиях актуальность приобретает разработка дифференцированной тарифной шкалы по методу, который используется непосредственно на европейском рынке. Внедрение механизма тарифообразования с прозрачной структурой составляющих элементов способствовало бы не только экономическому развитию отрасли, но и поступлению инвестиций, в том числе путем привлечения кредитов или заемного капитала, в развитие отечественной транспортной инфраструктуры. Прозрачность ценообразования в отрасли и доступ к транспортировке для "третьих" лиц станут дополнительным стимулом для привлечения долгосрочных инвестиций в развитие внутренних источников добычи энергоресурсов. Иностранные компании, которые на условиях распределения продукции инвестируют в разработку отечественных месторождений углеводородов, заинтересованы не только в гарантиях для своих инвестиций, но и в прозрачности и надежности транспортной инфраструктуры. Данная стратегия может быть применена также и для импорта энергоресурсов. Поскольку разные компании (в частности, "ГазпромсбытУкраина") получают право на заключение прямых договоров на поставки газа, стоимость транспортировки для них должна устанавливаться по дифференцированной тарифной шкале.

Детальный анализ тарифов, существующих на европейском рынке услуг по транспортировке газа, произведен в 2007 г. Союзом европейских энергетических регуляторов (СЕЭР). В сравнительном исследовании национальным операторам были предоставлены единые условия для дифференцированного ценообразования: расстояние - 60-360 км, годовые объемы - 50 млн. - 5 млрд. м3, интенсивность - 17-650 тыс. м3/ч/год, фактор загруженности - 0,34-0,88%. В табл. 3 данные приведены только по одному профилю: поставки - 5 млрд. м3 с интенсивностью 650 тыс. м3/ч/год и загруженностью 0,71% ,0. При этих условиях дифференциация приведена только по признаку удаленности, который условно отражает расстояние от пункта вхождения до пунктов распределения.

Таблица 3 Тарифы на транспортировку газа в Европе (дол./тыс. м5/100 км)

Всеми транспортными компаниями применяется принцип высоких тарифов в условной точке "нулевых затрат" и значительно меньших в конечном пункте поставки. Такой, на первый взгляд, дискриминационный подход позволяет распределить затраты на эксплуатацию путепровода между всеми пользователями, а главное - препятствует возможным спекулятивным злоупотреблениям, когда "третья" сторона (или посредник) в условиях свободного доступа к рынку и, гипотетически, единого тарифа на транспорт могла бы выкупать газ в начале "трубы" и перепродавать в конце ". Как видно, австрийская компания TAG" почти на всей тарифной линейке имеет одно из лучших предложений. Компании TAG" и "BOG" имеют самую меньшую, зависящую от расстояния дискриминацию в цене. Очевидно, что их пример будет полезен и для Украины.

TAG" и "BOG" контролируют отдельные магистральные пути, которые соединяют распределительный пункт на границе Словакии (Баумгартен) и, соответственно, Италии и Германии. Интересно также то, что эти пути проходят на юге и севере Австрии, что теоретически можно сравнить и с соответствующим географическим расположением основных транзитных путей в Украине. Очевидно, что за пользование более сложным, с технической точки зрения, участком газопровода нужно платить по более высокому тарифу, чем за тот, на котором затраты на транспортировку меньше.

Тарифная система строится по принципу покрытия всех затрат, которые несет транспортная компания, в том числе на амортизацию и привлечение капитала. Общеевропейский подход расчета затрат, связанных с развитием и эксплуатацией транспортной инфраструктуры, а также определения на их базе тарифов освещен в соответствующем докладе СЕЭР. Согласно ему, расходы рассчитываются по формуле

Расходы = САРЕХ + ОРЕХ

(САРЕХ = Depr + RAB * WACC),

где САРЕХ - расходы на привлечение капитала;

ОРЕХ - операционные расходы;

Depr - амортизация;

RAB - балансовая стоимость, служащая базой для начисления процентов;

WACC - средневзвешенная стоимость капитала.

СЕЭР рекомендует рассчитывать операционные расходы по модели RPI-X фактора; амортизационные расходы - с учетом срока эксплуатации 50 лет для трубопроводов и 30 - для другого оборудования; регуляторную базу капитала - на основе балансовой стоимости, индексированной балансовой стоимости или стоимости замещения. Средневзвешенная стоимость капитала отражает стоимость собственных и привлеченных активов, используемых компанией в соответствии с их удельным весом. Если привлеченные активы отображаются их рыночной ценой, то собственные СЕЭР предлагает рассчитывать по модели оценки финансовых активов САРМ. Следует отметить, что данная модель в основном отвечает условиям совершенного фондового рынка, на котором можно вычислить коэффициент регрессии (3, отражающий степень зависимости стоимости активов данной компании от колебаний индексов всего рынка . Учитывая это, СЕЭР рекомендует данные, полученные по модели САРМ, сопоставлять с возможными расчетами по другим моделям. Если фондовый рынок несовершенен или акции данной компании на нем отсутствуют, то расчет предлагается производить по группе похожих предприятий. Результаты проведенного Союзом сравнительного анализа ставок средневзвешенной стоимости капитала, которые действовали в странах ЕС в 2006 г., приведены в табл. 4.

Таблица 4 Ставка средневзвешенной стоимости капитала в некоторых странах ЕС(%)

Средневзвешенная стоимость капитала для австрийских компаний TAG" и "BOG", утвержденная австрийским энергетическим регуляторным органом "E-Control" на текущий период регулирования (2007-2011 гг.), составляет 8,3%.

Согласно установкам СЕЭР, тарифное ценообразование должно строиться по принципу покрытия всех фиксированных затрат, в том числе связанных с недостаточной загрузкой инфраструктуры относительно ее оптимального физического уровня загрузки. Для предотвращения возможных монопольных злоупотреблений этими требованиями путем строительства "лишних" транспортных мощностей их объем контролируется национальными регуляторными органами согласно действующим контрактам на поставку, а также публичным исследованиям будущих потребностей растущего спроса. Таким образом, тарифная система строится с учетом долгосрочных расходов предприятия. На примере Австрии тарифная шкала рассчитана на оптимальную загрузку сети сроком на 20 лет. Контракты, которые заключаются на максимальный временной промежуток, имеют самую низкую цену. Уменьшение срока действия контракта вызывает пропорциональный рост цены. Хотя принципы СЕЭР предусматривают включение стоимости технического газа в операционные расходы, австрийские компании предоставляют ценовое предложение без учета его цены. Поставщикам предлагается самостоятельно подавать достаточный объем технического газа, или, в случае невозможности, компания-транспортер покупает этот газ и включает его стоимость дополнительно в цену контракта.

Устанавливаемые законодательством ЕС принципы и прозрачная модель тарифной системы позволяют национальным регуляторам контролировать расходы и соответствующую ценовую политику сегмента естественной монополии по транспортировке газа. Путем стимулирования экономических расходов национальным регуляторам удается снижать стоимость транспортных услуг, чем в конечной цене компенсируется подорожание рыночной стоимости самих энергоносителей. Эффективность влияния регуляторной политики наглядно наблюдается в Австрии, которая на 81% зависит от импорта газа (рис. 3).

Как видно, в период 1995-1999 гг. благодаря контролю за естественными монополиями конечная цена потребления природного топлива как домашними хозяйствами, так и производственным сектором уменьшалась даже при росте импортных цен. В 2000 г. произошло кардинально противоположное динамике импорта падение цены для производственного сектора. В 2001-2005 гг. цены удерживались на стабильном уровне, что свидетельствует о снижении доли транспортных расходов в структуре цены конечного потребления. Только начиная с 2006 г., из-за стремительного роста стоимости импортного сырья, конечная цена, исчерпав ресурсы для экономии расходов на транспортировке, также стала пропорционально расти.

Опыт, приобретенный странами ЕС в регулировании энергетических рынков, целесообразно использовать в Украине. Дифференцированный подход в формировании тарифной политики может позволить транспортным предприятиям, с одной стороны, в полной мере покрывать все связанные затраты, в том числе на собственный и привлеченный капитал, а с другой - препятствовать спекулятивным злоупотреблениям на рынке между регионами, близко расположенными к источникам снабжения энергоресурсом, и регионами, удаленными от него. Исходя из сложности системы трудно представить возможность ее мгновенного внедрения, целесообразным считается постепенный переход - начиная с сегмента магистральной транспортировки и поставок крупнейшим промышленным потребителям и до конечного потребления домашними хозяйствами. Именно достижение такой цели предусмотрено Энергетическим сообществом к 2015 г.

Однако не стоит надеяться, что в условиях дорогих топливных ресурсов конечная цена будет иметь динамику на снижение, как это происходило в европейских странах. Причина в том, что в Украине действуют регуляторно заниженные тарифы инфраструктурной сети. С переходом на рыночные принципы расчета затрат их удельный вес в конечной цене потребления будет расти. Если сравнить структуру конечной цены газа в Австрии (по данным регуляторного органа "E-Control") и в Украине (на примере ОАО "Киевгаз"), то видно, что доля затрат на транспортировку в Украине, включая магистральную и распределительную, даже вместе с затратами НАК "Нефтегаз Укра", практически вдвое меньше, чем соответствующая в Австрии (рис. 4, 5). Постепенный переход к европейским принципам даст возможность, с одной стороны, предотвратить шоковый рост цен, а с другой - выработать механизмы для сбалансирования возможной нагрузки для наиболее социально незащищенных слоев населения.

Рис. 4. Структура цены на газ в Австрии

Рис. 5. Структура цены на газ в Украине

Выводы

Учитывая изложенное, следует выделить следующие подходы в дальнейшем к реформированию энергетической отрасли Украины:

1) переход на принцип покрытия экономически обоснованных затрат и дифференцированной тарифной политики, который может применяться не только в газовой сфере, но и в других сферах деятельности естественных монополий: лесные ресурсы, транспортировка электроэнергии и трубопровода нефти;

2) внедрение этих подходов должно осуществляться параллельно с поэтапной либерализацией энергетических рынков, начиная с транзитных путей и сегмента оптовых потребителей внутри страны;

3) успешное применение новой тарифной политики позволит достичь конечной цели реформирования в рамках Энергетического сообщества.

Указанные мероприятия будут способствовать:

1) притоку инвестиций в отрасль;

2) внедрению эффективных технологий и уменьшению расходов;

3) улучшению качества и стабильности энергоснабжения;

4) внедрению энергоэффективных технологий в сфере потребления энергоресурсов;

5) усилению транзитного и экспортного потенциала Украины.

Список литературы:

1. См.: Закон України "Про природні монополії" № 1682 от 20.04.2000. "Офіційний вісник України" № 19 от 26 мая 2000 г.

2. См.: Директива 2003/54/ЕС Европейского Парламента и Совета Европейского Союза относительно общих правил для внутреннего рынка электроэнрегии (http://www.rada.gov.ua); Директива 2003/55/ЕС Европейского Парламента и Совета Европейского Союза относительно общих правил для внутреннего рынка природного газа (http://www.rada.gov.ua).

3. Україна. Огляд енергетичної політики. 2006 (http://www.iea.org).

4. См.: Communication from the commission to the European pailiament and the council. Eastern Partnership.

5. См.: БазилевичВ.Д.,ФилюкГ. М. Природні монополії. К., "Знання", 2006,367 с; Венгер В.В. Регулювання діяльності природних монополій: теорія і практика. К., ІЕіП НАНУ, 2007, 204с.; Стадии цький Ю.І.,Загородний А.Г.,Кривуцький В.В., Шпак Н. О. Державне регулювання діяльності природних монополій. Монографія. Л., Нац. ун-т "Львівська політехніка", 2008, 224 с.

6. См.: Письменна У. Є. Ринки електричної і теплової енергії в Україні: структура, ціноутворення і регулювання. К., ІЕіП НАЛУ, 2008, 208 с.

7. См.: Біла книга "Державне регулювання енергетики України". НКРЕ України (http:// www.nerc.gov.ua).

8. См.: Витренко Ю. "Экономическое обоснование расчета ставки транзита газа и стоимости импортного газа". "Зеркало недели" от 19 января 2008 г.

9. См.: Гальперин В. М. Микроэкономика.Т. 2. СПб., Инт "Экономическая школа", 1998, 503 с.

10. См.: Гальперин В. М. Указ.труд.

11. См.: Principles of calculating tariffs for Access to gas transmission networks.

12. См.: Лытнев О. А. Основы финансового менеджмента. Калининград, Калининградский госуниверситет, 2000.