|
| |
|
Главная -> Экология
Сколько должны стоить нефть. Переработка и вывоз строительного мусораВ.С. Катренко, Председатель Комитета Государственной Думы по энергетике, транспорту и связи За годы реформ произошло беспрецедентное ухудшение основных показателей инвестиционной сферы России. Объем валовых инвестиций в основной капитал в Российской Федерации в 1999 г. составил к уровню 1990 г. 22,5%. Определенная стабилизация и оздоровление инвестиционной ситуации отмечается по данным Госкомстата в 1999 г. Объем инвестиций за счет всех источников финансирования в целом по предприятиям Минтопэнерго России за 1999 г. составил 103,6 млрд. руб., что в сопоставимых ценах выше уровня 1998 г. на 15,2%. Основной рост инвестиций произошел на предприятиях нефтедобычи (рост на 25,1%) и в газовой промышленности (рост на 35,3%). На предприятиях же электроэнергетики, угольной промышленности и нефтепереработки произошло снижение объемов инвестиций. Наибольший спад инвестиций (на 26%) произошел на предприятиях нефтепереработки - отрасли, особо нуждающейся в наращивании объемов инвестиций на реконструкцию своих предприятий (износ основного оборудования достиг 85%). На протяжении 2000 г. сохранилась и получила свое развитие сложившаяся во второй половине 1999 г. тенденция к активизации инвестиционной деятельности предприятий и организаций. Общий объем инвестиций в основной капитал, направляемый на развитие экономики, по оценке Центра экономической конъюнктуры при Правительстве Российской Федерации, за 2000 г. составил 115-117 % от уровня 1999 г., с учетом сложившихся в 2000 г. тенденций в экономике страны, в 2001 г. превысит показатель 2000 г. на 10-12 %. В условиях рыночной экономики основными источниками финансирования капитальных вложений являются амортизационные отчисления, выделения части прибыли, привлечение внешних источников финансирования внутри страны и иностранных. Иностранные нефтегазовые компании проявили и проявляют большой интерес к проблеме инвестиций в нефтяную и газовую промышленность России, но отсутствие благоприятного инвестиционного климата в стране является основным сдерживающим фактором для притока инвестиций в эти отрасли. Основными причинами такого негативного отношения к инвестициям в российскую нефтегазовую промышленность по их мнению являются: · чрезмерная налоговая нагрузка на предприятия ТЭК России - это мощный барьер для активизации инвестиционного процесса.; · отсутствие последовательной и твердой законодательной базы для деятельности иностранных инвесторов; · нестабильность политической обстановки; · угроза национализации. Оживление и подъем в реальном секторе экономики является единственно правильным ориентиром для выхода России из экономического и инвестиционного кризиса, а последнее возможно только путем снятия чрезмерной налоговой нагрузки на предприятия этого сектора экономики. Наиболее важными проблемами инвестиций являются: · определение оптимальной доли реальных и финансовых ресурсов общества, используемой на инвестиции; · обеспечение соответствия и пропорциональности в движении реальных и финансовых инвестиционных ресурсов; · направление инвестиций по отраслям хозяйства и отдельным инвестиционным проектам; · соблюдение пропорциональности между всеми звеньями совокупного инвестиционного процесса общества и достижение оптимальной структуры валовых инвестиций и их отдельных видов; · обеспечение высокой эффективности инвестиций с учетом ускорения их оборачиваемости, относительного снижения их издержек и повышения полезной отдачи. Если инвестирование в реальный сектор экономики не выгодно для отечественных инвесторов в условиях существующего механизма хозяйствования, то точно также невыгодно и для иностранных инвестиций в реальную экономику России. Главная цель инвестиций для инвестора - доход (материальный или моральный). Нормативно-правовое регулирование инвестиций должно действовать в направлении решения проблемы экономического роста в стране при участии в экономической деятельности иностранных предпринимателей, которым в инвестиционной сфере предоставляется национальный режим. В этой связи приобретает особое значение определение в законодательстве существа национального режима, которое должно соответствовать положениям международных договоров, рассматривающим национальный режим в качестве основы международного экономического сотрудничества. Представляется необходимым выработать единый подход к определению статуса крупных (приоритетных) инвестиционных проектов, или по крайней мере, предусмотреть возможность существования разных видов инвестиционных проектов, которым может быть придан особый статус, дать рамочное описание процедуры составления перечня инвестиционных проектов, расширить возможности предоставления приоритетным проектам иных, помимо налоговых, льгот. В противном случае создается множественность правовых режимов, порождающая известную неопределенность, совершенно недопустимую при объеме средств, инвестируемых в такие проекты. Значительную роль в привлечении инвестиций может сыграть создание системы проектного финансирования. Главное, что необходимо для нормализации инвестиционного процесса, - это цельное, разумное, инвестиционно ориентированное экономическое законодательство и его стабильность во времени, позволяющие рассчитывать на долгосрочные вложения в экономику. Тщательно разработанное законодательство и стабильность экономической политики - неотделимые друг от друга условия инвестирования. Законодательство должно стимулировать субъекты экономики превращать свободные средства именно в производственные инвестиции, а не во что-либо другое - валюту, недвижимость за рубежом и т.п., а стабильность - убеждать инвестора, что условия для ведения бизнеса в стране сохранятся надолго и можно без особого риска инвестировать в долгосрочные проекты, которые во всех развитых странах являются самыми прибыльными. Одним из основополагающих требований к рыночной экономики является наличие всеохватывающей правовой базы. Недостаточная разработанность коммерческого права в России увеличивает степень правового и политического риска, и инвестор не имеет в своем распоряжении средств правовой защиты своих инвестиций. При возникновении коммерческих споров инвесторы не могут удовлетвориться существующими возможностями правовой защиты, в результате чего при принятии решений об инвестициях инвесторы заранее не рассчитывают на правовую защиту в случае возникновения спора. Неотъемлемой стороной развития правовой инфраструктуры должно стать совершенствование процедуры принятия судебных и административных решений силами судебной власти, которая независима от внешних влияний. Этот процесс потребует определенного времени, особенно в России, где до недавнего времени государство пользовалось преобладающим влиянием в судах. Основная задача законодателей - есть динамично развивающееся законодательство, обеспечивающее динамичное развитие экономики, государства и общества.
Виктор Волконский, Анатолий Кузовкин ТЭК России и, следовательно, вся ее экономика могут успешно функционировать при условии рационального государственного регулирования цен на топливно-энергетические ресурсы Ценовая цепочка топливо-электроэнергия-потребитель является основополагающей в системе стоимости всех товаров и услуг. Так ли дешевы в нашей богатой ресурсами стране энергоносители? Этому вопросу, а также сравнению динамики мировых и страновых цен на нефть, газ, уголь была посвящена статья Виктора Волконского и Анатолия Кузовкина ( НГ 7.10.2000). Сегодня мы публикуем работу этих авторов, связанную с другой стороной той же проблемы: как следует регулировать цены на основные энергоносители с тем, чтобы, во-первых, были соблюдены интересы общества (а не только корпоративные, как это подчас происходит), а во-вторых, учитывалась бы динамика мировых цен и конкурентоспособность отечественной продукции. Об авторе: Виктор Александрович Волконский - доктор экономических наук. Анатолий Ильич Кузовкин - доктор экономических наук. МЕЖСТРАНОВЫЕ сопоставления никогда не дают количественных результатов, которые никто не оспаривал бы, тем не менее очень высокая (едва ли не самая высокая в мире) энергоемкость российского ВВП является фактом. Стран, имеющих энергоемкость ВВП, близкую к российской, очень немного. У большинства стран, как развитых, так и развивающихся, этот показатель в 3-4 раза ниже. Основные причины повышенной энергоемкости - утяжеленная структура хозяйства (высокая доля добывающих отраслей и тяжелого машиностроения), северное расположение страны и большие затраты на транспорт. По оценкам экспертов, за счет этих факторов энергоемкость российского ВВП выше по сравнению с развитыми странами на 30-40%. В значительной части повышенная энергоемкость определяется также отсталыми энергорасточительными технологиями производства, установками и приборами во всех секторах экономики. Энергоемкость ВВП и энергосбережение Энергоемкость ВВП России (по паритету потребительской способности - ППС) в 1993 году составляла 1,1 тонны нефтяного эквивалента (тнэ)/1 тыс. долл. Если сделать поправку на 20-процентный неучет производственной деятельности (теневая экономика), то энергоемкость российской экономики получилась бы на уровне 0,9 тнэ/1 тыс. долл. Эти данные рассчитаны Международным энергетическим агентством в 1995 году. В этой работе отмечается, что энергоемкость ВВП России целесообразно сравнивать с Канадой, так как обе страны имеют близкие условия, влияющие на энергоемкость, т.е. климат, длину перевозок, запасы природных ресурсов и экспорт энергии. В Канаде энергоемкость в 1993 году составляла 0,39 тнэ/1 тыс. долл. Из этого, казалось бы, следует, что энергоемкость ВВП в России в 2,3 раза выше, чем в Канаде. В действительности, канадская промышленность расположена в основном на юге страны (южнее 55-й параллели), и средняя дальность транспорта энергоресурсов не превышает 500-600 км. В то же время в России промышленность расположена в основном севернее 55-й параллели, и средний радиус перевозок энергоресурсов превышает 1000-1500 км (нефте- и газопроводы длиной 2000-2500 км идут из Западной Сибири в Европейскую часть, кузнецкий и канскоачинский уголь перевозится в Центр на расстояние 4 тыс. км). По нашей оценке, из-за этих объективных факторов энергоемкость ВВП России должна быть выше, чем в Канаде, примерно на 30%, т.е. 0,52 тнэ/1 тыс. долл. Если исходить из оценки энергоемкости ВВП России 0,9 тнэ/1 тыс. долл., то из-за указанных объективных факторов она лишь в 1,7 раз выше, чем в Канаде. Поэтому реализация потенциала энергосбережения в размере 30% нынешнего уровня потребления топливно-энергетических ресурсов позволила бы приблизиться к уровню энергоемкости ВВП Канады. Цена на природный газ Российские энергетики привыкли считать, что уникальные запасы дешевого сибирского газа гарантируют постоянное наращивание объемов его добычи по мере расширения внутреннего и экспортного спроса, что его ограничение диктуется именно факторами спроса, а не возможностями производства. Поэтому выявившаяся в последние годы неизбежность отсрочки в освоении Ямала, перспективы быстрого сокращения в ближайшие годы добычи на старых месторождениях и резкого возрастания затрат, связанного с освоением новых месторождений, - все это воспринимается как качественное изменение ситуации. Надо сказать, что, несмотря на достаточно низкий уровень внутренней цены на газ вплоть до финансового кризиса 1998 года и последовавшего за ним всплеска инфляции, она покрывала затраты и приносила Газпрому значительную прибыль. Сейчас затраты на производство и транспортировку газа в силу инфляции возросли, а внутренняя цена почти не повысилась. В результате к началу 2000 года прибыль от продажи на внутреннем рынке резко сократилась. Однако вряд ли это можно связать с недостатком инвестирования, которое характерно для всего последнего десятилетия. Хотя до последнего времени Газпром был закрытой организацией, можно примерно оценить размер его прибыли, проводя ретроспективные расчеты. То обстоятельство, что основные финансовые показатели работы нефтегазового комплекса по тем или иным причинам остаются недоступными российской общественности, говорит только о том, что нарушается важный элемент информационной безопасности России, где рента нефтегазовых ресурсов может и должна составить финансовую основу вывода страны из кризиса. По экспертной оценке, ежегодная потребность Газпрома в капиталовложениях в 2001-2006 годах составляет 3,1-3,4 млрд. долл. Действовавшая в 1999 году цена газа позволила получить финансовые ресурсы в размере 2,35 млрд. долл. (причем экспортный доход составил только 0,1 млрд. долл.). Объем инвестиций составил 2,8 млрд. долл. В конце 1999 и начале 2000 года цена газа повышалась. Согласно нашим оценкам, средняя цена 1 тыс. куб. м газа на конце магистрального газопровода в 2000 году - 330 руб. - включает 48 руб. чистой прибыли (по всем добывающим и транспортирующим организациям Газпрома ) и 62 руб. амортизационных отчислений и арендной платы. На общий объем добычи газа в 2000 году (по нашей оценке, основанной на данных о добыче газа за первое полугодие) 552 млрд. куб. м это дает соответственно 27 и 35 млрд. руб. Чтобы получить необходимый объем инвестиционных ресурсов (91 млрд. руб.), надо увеличить чистую прибыль на 29, а с учетом налога на прибыль - на 41 млрд. руб. В цене 1 тыс. куб. м это составляет 74 руб., или 22% цены 2000 года. Работники Газпрома считают, что их компания может получать достаточный объем инвестиционных ресурсов только за счет повышения внутренней цены газа до 900 руб./тыс. куб. м, или в 2,7 раза по сравнению с 2000 годом без значительных изменений в налоговой системе. В частности, в 1999 году акциз составил около 12% выручки на внутреннем рынке (с учетом потребителей (население), поставки газа которым не облагаются акцизом (15% стоимости газа), и около 19% - на внешних (с учетом налоговых льгот по поставкам газа странам СНГ), поставки в дальнее зарубежье облагаются акцизом в 30% стоимости реализованного газа за вычетом пошлин и расходов на оплату услуг по транспортировке газа за пределами РФ. Экспортный доход (за вычетом акциза и налога на прибыль) поступает в распоряжение Газпрома и рассматривается как источник финансирования инвестиций. Отличие нашей оценки от газпромовской объясняется в основном следующими факторами: газпромовская оценка потребности в инвестиционных средствах более чем вдвое превосходит нашу, поскольку включает погашение кредитов; по оценке Газпрома дополнительная прибыль получится только от объема продаж для внутреннего использования (которая вместе с объемом добычи предполагается резко снижающейся после 1999 года - 260 млрд. куб. м); наша оценка включает в источники инвестиций разность цены и себестоимости добычи и транспортировки, которую получают добывающие и транспортные организации Газпрома . Надо сказать, что как наша, так и газпромовская оценка необходимого повышения цены не учитывает проблему, которая была чрезвычайно остра для всей российской экономики - проблему неплатежей. В последнее время она постепенно теряет свою остроту, но как раз для газовой промышленности остается серьезной. Но оценка неплатежей при установлении цены газа является отдельной самостоятельной задачей и здесь нами не рассматривается. Глава Газпрома Рем Вяхирев заявил, что в 2001 году будут сокращены поставки газа РАО ЕЭС России со 135 до 95 млрд. куб. м в год. Добыча газа у Газпрома сократится в 2001 году на 15-20 млрд. куб. м. В то же время согласно долгосрочным контрактам экспорт газа в Европу должен возрасти на 3 млрд. куб. м (на 3%). Для погашения внутрироссийского дефицита газа будет поставляться туркменский газ. Туркмения уже заявила о своей готовности поставить в Россию 30 млрд. куб. м газа в 2001 году, по-видимому, по той же цене, что и Украине, - 40 долл./тыс. куб. м, что в 2,5 раза дороже, чем российский газ. Но даже если весь туркменский газ будет отдан энергетикам, дефицит газа у них составит 10 млрд. куб. м. В ближайшей перспективе экономически рентабельным новым месторождением газа является шельф Обско-Тазовской губы. По оценке Газпрома , на шельфе Обско-Тазовской губы Карского моря запасы рафинированного природного газа метана составляют 3-4 трлн. куб. м. Однако промышленная эксплуатация губы начинается в 2007 г. Запасы природного газа, рентабельные для добычи на шельфе Баренцева моря, оцениваются на уровне 1 трлн. куб. м и будут осваиваться позже. Время промышленной добычи газа на Ямале неопределено из-за экологических проблем. Следует безусловно поддержать газпромовцев, которые фактически предлагают сделать основой инвестиционных ресурсов прибыль и амортизационные отчисления, содержащиеся во внутренней цене. Только в этом случае можно гарантировать проектируемый объем капиталовложений независимо от резких непредсказуемых колебаний мировых цен на нефть и газ и привлечь отечественных и зарубежных инвесторов. Однако при этом необходимо обусловить, что большая часть экспортного дохода (положительная или отрицательная разность между экспортной ценой и всеми затратами на покупку и транспортировку газа до зарубежного потребителя) поступает государству (или возмещается Газпрому , если экспорт становится убыточным). В частности, решения о получении кредитов с целью поддержания экспорта и об источниках их погашения должны будут приниматься энергетическими компаниями совместно с государством. Задолженность внутренних потребителей также не должна включаться в цену. Проблема неплатежей должна решаться иными методами. Таким образом, для обеспечения ежегодных капиталовложений за счет прибыли и амортизации, входящих в цену, по которой газ поставляется газосбытовым организациям и экспортерам (на конце магистрального газопровода), эта цена (с акцизом, но без НДС, по условиям 2000 г.) должна быть установлена на уровне 400-410 руб./тыс. куб. м соответственно, цена приобретения газа - на уровне 540-550 руб./тыс. куб. м (с учетом надбавки газораспределительных организаций в размере 40-50 руб./тыс. куб. м и НДС). Такая цена, покрывающая потребность в инвестициях, далеко не обеспечивает необходимого соотношения с ценой энергетического угля. В результате для ситуации 2000 года прибыль от внутренних продаж увеличилась бы на 295 млрд. руб. (в цене 1 тыс. куб. м - на 534 руб.), и составила 335 млрд. руб., а после вычитания налога на прибыль - 235 млрд. руб., или 8,5 млрд. долл. Однако 460 руб. на каждую тысячу кубометров или 255 млрд. руб. на весь объем добычи следует рассматривать как ренту и отчислять в бюджет (например, в форме акциза). Собственно прибыль будет составлять 80 млрд. руб., а после вычета налога на прибыль - 56 млрд. руб., или 2 млрд. долл. В сумме с 1,3 млрд. долл. амортизации это даст 3,3 млрд. долл. Конечно, если будет принят предлагаемый принцип, согласно которому в качестве прибыли корпорации Газпром оставляется сумма, необходимая ему для капиталовложений, а остальное рассматривается как рента природных ресурсов и изымается в госбюджет, то государство должно взять на себя заботу о погашении кредита. Если долг Газпрома составляет 108 млрд. руб., то государство получит в виде акциза не 255, а 147 млрд. руб. В отношении сопоставления с пропорциями цен в Европе и Америке повышение внутренней цены газа для электростанций до 864 руб./тыс. куб. м в условиях июня 2000 года соответствовало бы 102 долл./тыс. куб. м (при ППС=8,5 руб./долл.). При этом варианте относительные цены полностью соответствовали бы французским и германским и немного превосходили бы английские и американские. Предлагается провести повышение цены газа в течение 3-4 лет (по 20-30% в год). Если повышение цен на газ пройдет слишком быстро, то с высокой вероятностью большая часть промышленных и иных потребителей газа не справится с новой ценой, и у Газпрома вырастет дебиторская задолженность, которая и сейчас остается значительной. Все эти проблемы могут быть преодолены при усилении контроля и регулировании со стороны государства. Цена на нефть Если цена на газ явно занижена, то цена нефти завышена. Относительная цена нефти в России завышена по сравнению с Англией, Францией, США в 2 или 3 раза (в зависимости от принятой оценки паритета покупательной способности рубля). Естественно возникает вопрос, следует ли государству ставить задачу снизить внутреннюю цену нефти? Или каковы негативные последствия такой высокой цены нефти? Прежде всего следует заметить, что если основываться на значении ППС, принятом Всемирным банком, то видно, что завышены цены только на нефть и мазут, а цена на дизельное топливо примерно соответствует ситуации в зарубежных странах, а на бензин - оказывается посередине между ценой в Европе и в США. Резкое повышение относительной внутренней цены сырой нефти и мазута произошло только после девальвации рубля в 1998 году. До августа 1998 года пропорции цен на нефть и нефтепродукты примерно соответствовали европейским и американским. После девальвации 1998 года относительные цены резко изменились. Ценовые параметры декабря 1997 года и июня 2000 года характеризуются следующими соотношениями. Инфляция (дефлятор ВВП) составила 2,5 раза, курс доллара вырос в 4,7 раза, мировая цена нефти в долларах - в 1,43 раза. При этом рост цены приобретения основных продуктов нефтепереработки на внутреннем рынке сравнительно ненамного превысил инфляцию: дизтопливо - рост в 3 раза, бензин - в 2,8 раза, мазут - в 2,7 раза. Примерно то же можно сказать о цене производителей нефти: рост в 3,2 раза. Однако цена приобретения нефти подпрыгнула в 4,9 раза, а цены производителей моторных топлив - в 4,1 (дизтопливо) и в 4,7 раза (бензин). Разрыв между ценой приобретения и ценой производителей резко увеличился для сырой нефти и резко сократился в реальном выражении для нефтепродуктов. Можно предположить, что это определяется изменениями в ценовой политике нефтяных компаний, связанными с ожидаемыми изменениями в налоговой системе и методах работы налоговых служб. В Основных направлениях социально-экономической политики правительства РФ на долгосрочную перспективу в отношении налогообложения нефтяного комплекса декларируется общий принцип либеральных экономических теорий: налоги должны взиматься как можно ближе к замыкающей стадии производства или к стадии конечного потребления. Возможно, ожидание переноса основной тяжести налоговой нагрузки с сырой нефти на производство и реализацию нефтепродуктов явилось одним из факторов, побуждающих вертикальные нефтяные компании переносить источники доходов на сырую нефть. Механизмом такого переноса служит система из множества посредников (трейдеров). Между нефтедобывающим предприятием и нефтепроводом, по которому нефть поступает на НПЗ - единственный внутренний потребитель нефти, - действует множество посредников, скупающих нефть с предоплатой и получающих сверхприбыль при значительном росте разрыва цены приобретения и цены производителя. Цена транспортировки нефти до НПЗ выросла незначительно и не может объяснить такой разрыв в росте цен приобретения и производства. Значительная часть посредников является дочерними или аффилированными организациями нефтяной материнской компании. Весь вопрос в том, куда направится полученная ими сверхприбыль. Если она идет на инвестиции в нефтяную компанию, в том числе на геологоразведку, то это способствует росту производства. Если же вывозится в офшорные зоны и исчезает там бесследно, то это отрицательно сказывается на экономике страны. Согласно опубликованным данным, сверхприбыль идет в основном на инвестиции в нефтедобычу, которые выросли в I полугодии 2000 года в 2 раза по сравнению с аналогичным периодом 1999 года. В связи с ростом мировых цен на нефть были расконсервированы сотни буровых скважин, возросли инвестиции на разведочное бурение в этом году. В отношении нефтяной промышленности вопрос о контроле за использованием финансовых ресурсов встает с еще большей обоснованностью, чем в отношении газовой. Несмотря на колебания мировых и внутренних цен, эти отрасли всегда имели достаточные объемы финансовых ресурсов, необходимых для капитальных вложений. Однако капиталовложения, как правило, составляли лишь часть имеющихся ресурсов и не обеспечивали потребности этих отраслей в геологоразведочных работах для наращивания запасов, в обновлении основных фондов для поддержания объемов добычи и транспортировки и т.д. В течении 10 лет реформы нефтяная промышленность в основном проедала запасы, созданные в дореформенный период. Производственные капиталовложения сократились по сравнению с дореформенным периодом на 70%, в три-пять раз сократились объемы эксплуатационного и разведочного бурения. Оборудование для нефтедобычи и нефтепроводов фактически морально устарело. По нашим расчетам, финансовые ресурсы нефтяной промышленности (чистая прибыль, включающая экспортный доход плюс амортизационные отчисления) составляли в 1997 и 1999 годах 9,3 и 12,7 млрд. долл. (пересчеты по текущему обменному курсу рубля). При этом инвестиции в геологоразведку, добычу и транспортировку нефти составили соответственно 38,7 и 46,5 млрд. руб., или 6,7 и 1,9 млрд. долл. Инвестиции в 1999 году были в 10 раз меньше, чем чистая прибыль и амортизационные отчисления. Куда пошла остальная прибыль? В 2000 году финансовые ресурсы могут составить 19-20 млрд. долл. Общество имеет право получать доступную всем информацию о размерах и использовании этих доходов, большая часть которых имеет рентный характер. Цены на уголь Относительные цены на уголь в России по ППС в июне 2000 года по сравнению с декабрем 1999 года снизились на 10% - с 40,5 долл./т до 36,3 долл./т (при ППС 8,5 руб./долл.). Следует отметить, что цена на энергетический уголь была снижена при росте относительных цен на другие энергоресурсы, за исключением бензина (снижение на 5%). После перехода на свободные цены и появившейся устойчивой тенденции к падению спроса на уголь, вытесняемый с рынка ТЭР дешевым природным газом, отрасль вошла в режим сужающегося воспроизводства, сопровождающегося хронической недозагрузкой производственных мощностей, нарастающим падением добычи угля с сокращением накопленного в отрасли производительного капитала с 38,5 млрд. руб. в 1990 году до 26,0 млрд. руб. в 2000 году (в ценах 1991 г.). Большинство предприятий отрасли лишилось оборотных средств, которые приобрели отрицательные значения, означающие, что отрасль живет не по средствам и проедает свой основной капитал. Главный вывод финансового анализа состоит в том, что даже такое мощное и широкомасштабное регулирующее воздействие, как процесс реструктуризации, не может переломить тенденции роста себестоимости добычи угля, если экономика в целом находится в кризисном состоянии и регулируется чисто монетаристскими методами без учета процессов, протекающих в ее реальном секторе. Относительная стабилизация цен приобретения на энергетический уголь объясняется также еще и тем, что в 1999 - I полугодии 2000 года были заморожены тарифы на перевозки угля по железной дороге. Однако, с 1 августа 2000 года железнодорожные тарифы на грузовые перевозки повышены на 18,5%. В цене приобретения угля стоимость перевозок составляет около 50%, как и стоимость добычи. В 1999 году рентабельность добычи кузнецких углей составляла 17%, сейчас она снизилась. Поэтому намечен рост цены на кузнецкий уголь на 30% с 1 октября 2000 года, а на канско-ачинский уголь - с 1 августа 2000 года цена увеличилась вдвое. При этом в октябре в расчете на 1 тонну условного топлива канско-ачинский уголь для ТЭС Центра будет дешевле на 15%, чем кузнецкий. Общий объем дотаций из бюджета в угольной промышленности в 1999 году составил 12 млрд. руб., из них 60% пошло на закрытие нерентабельных шахт и 40% - на покрытие убытков и ряда необходимых затрат. С учетом этих дотаций обеспечивается средняя рентабельность к себестоимости около 10%. Цены на электроэнергию Повышение цен на газ в 2,5 раза, предлагаемое Газпромом , приведет к повышению среднего тарифа для промышленных потребителей на 17% (при доле производства электроэнергии в России с использованием газа - 42% и доле затрат на топливо в среднем тарифе - 27%). В июне 2000 года средний тариф составлял около 38 коп./кВт.ч, топливная составляющая производства электроэнергии составляет около 10 коп./кВт.ч, или 27% тарифа на электроэнергию. Следовательно, тариф в среднем должен повыситься на 6-7 коп. Кроме того, выполненные нами расчеты показывают, что для ввода новых энергомощностей взамен демонтируемых, реконструкции и модернизации действующих мощностей необходимо повысить тариф на электроэнергию на 70% при условии увеличения ежегодных инвестиций в развитие электроэнергетики с 1,2 млрд. долл. в 1999 году до 5 млрд. долл. ежегодно в 2001-2010 годах (по оценке правления РАО ЕЭС России , необходим рост более чем в 4 раза). Минимальный объем инвестиций, по оценкам различных экспертов, составляет 3-3,5 млрд. долл. в год за 2001-2005 годы. В этом случае тариф возрастет на 42-50%. Совокупный рост среднего тарифа на электроэнергию за счет роста инвестиций до 3-3,5 млрд. долл. в год и повышения в 2,5 раза цен на газ составит не менее 60-67% и, возможно, в 1,9-2 раза при росте инвестиций в электроэнергетику до 5 млрд. долл. в год. Рост среднего тарифа в 1,6-1,67 раза приведет к росту тарифа на электроэнергию для промышленности, рассчитанную по ППС=8,5 руб./долл. в 2000 г. с 51,8 до 83 долл./МВт.ч, т.е. превысит тариф в Германии и Англии более чем на 30%, а во Франции и США - более чем на 70%. Это приведет к снижению конкурентоспособности российской промышленности. Одним из направлений выхода из этой ситуации служит решение проблемы перекрестного субсидирования населения промышленными потребителями. В настоящее время население оплачивает 50% фактической стоимости потребляемой электроэнергии, с учетом льготников средний тариф для населения составляет менее 30% ее фактической стоимости. Уже в ближайшие годы может быть повышен тариф на сверхнормативное потребление электроэнергии: в течение 2000 года до 75%, а в 2001 году - до 100% фактической стоимости. Это позволит существенно снизить тарифную нагрузку на промышленных потребителей. Соотношение цен на взаимозаменяемое топливо для электростанций Согласно данным Госкомстата РФ, средняя цена приобретения газа промышленными потребителями составляет в июне 2000 года 443 руб./тыс. куб. м (с учетом надбавки газораспределительным организациям) или 386 руб./тут (тонна условного топлива), энергетического каменного угля 309 руб./т или 468 руб./тут и мазута 1642 руб./т или 1207 руб./тут. Следовательно, соотношение цен угля, газа и мазута в расчете на 1 тут составляет: 1:0,82:2,56. В декабре 1999 года средние цены приобретения на уголь, газ и мазут составляли в расчете на 1 тут: 459 руб./тут, 320 руб./тут и 1060 руб./тут соответственно, а соотношение цен на уголь, газ и мазут в расчете на 1 тут составляло: 1:0,7:2,3. Таким образом, имеет место некоторое улучшение соотношения цен на уголь и газ в июне 2000 года. Для выхода на рациональное соотношение цен угля, газа и мазута 1:1,3:1,5, а в дальнейшем 1:1,6:1,7 необходимо государственное регулирование не только цен на газ, но и на энергетический уголь и мазут. Особенно важно соблюдение рационального соотношения цен на уголь и газ. При повышении цен на газ в 2 раза (в течение 3 лет) есть опасность, что цены на энергетический уголь будут подтягиваться к уровню цен на газ. Для соблюдения рационального соотношения цен приобретения на газ и уголь для электростанций государству необходимо использовать механизм дотаций для угольной промышленности и железнодорожных перевозок угля за счет ренты, получаемой от газа. Об усилении ценового и финансового контроля государства Имеются серьезные аргументы в пользу того, чтобы внутренние цены на энергоносители и финансовые потоки, проходящие через топливно-энергетические компании, контролировались и регулировались государством. Перечислим коротко эти аргументы. Внутренние цены на энергоресурсы должны быть защищены от резких колебаний мировых цен и обменного курса рубля. Это не означает, что внутренние цены должны быть полностью автономны, независимы от мировых. Они должны стимулировать адаптацию отечественных производителей и потребителей к мировой конъюнктуре. Однако слишком сильные колебания могут оказывать разрушительное воздействие на производственный потенциал как топливно-энергетических отраслей, так и их потребителей, создавать неприемлемо высокие риски для инвесторов, приводить к преждевременному истощению месторождений и т.д. Рациональное использование природных ресурсов, находящихся в собственности государства, требует поддержания рационального общего уровня и рациональных соотношений цен на энергоресурсы, построенных с учетом долгосрочных последствий (в частности, сроков истощения старых месторождений и освоения новых), в то время как частные компании руководствуются не народнохозяйственными, а коммерческими интересами, и цены, складывающиеся на рынке, часто отражают только сиюминутные (конъюнктурные или политические) факторы. Топливно-энергетический сектор носит инфраструктурный характер, затраты на топливо и энергию оказывают на большинство отраслей производства и на коммунальный сектор такое же сильное влияние, как налоговая система, формируя среду, в которой живут предприятия и семьи граждан. Как уже отмечалось, не только электроэнергетика и газовая промышленность, но и нефтяная промышленность представляют собой высокомонополизированные отрасли, выпускающие небольшое число очень однородных и стандартизированных товаров (речь идет о топливной части продукции нефтепереработки). В этих условиях свободные цены на энергоносители не могут и не должны быть инструментом конкуренции. Они должны регулироваться государством наряду и в комплексе с налоговой системой с учетом потребностей в финансовых средствах и возможностей как производителей (ТЭК), так и основных потребителей энергоресурсов. Сближение статуса энергетических цен с налогами (с учетом возможностей плательщиков и потребности получателей) поможет также окончательно решить проблему неплатежей и не денежных расчетов, которые являются до сих пор одним из факторов, снижающих эффективность работы топливно-энергетических компаний. Государство должно подать пример и ликвидировать задолженность бюджетных организаций за потребляемые ТЭР. Для регулирования цен на энергию и топливо может быть использован механизм принудительного картелирования (с участием основных потребителей и представителей государства). Характер продукции ТЭКа (малое число однородных стандартизированных товаров) делает ее идеальным объектом для контроля и регулирования ценовых соглашений или централизованно установленных цен, а также применения оптимизационных расчетов. В этом отношении еще в 70-80-е годы был накоплен большой опыт в ряде индустриально развитых стран, в том числе в СССР.
New page 1. Обработка и утилизация осадков с. О нормировании теплопотребления зданийпри определении лимитов в бюджетной сфере. Конструктивные решенияэнергосберегающих зданий. Проект. Главная -> Экология 
|