|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Комментарий к статье л. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Виктор Волконский, доктор экономических наук Анатолий Кузовкин, доктор экономических наук Соотношения цен и объемов производства в различных отраслях промышленности сейчас таковы, что продукция ТЭКа составляет 30% всей промышленной продукции. На топливный сектор приходится 40 –50% экспорта и 20% всех налогов, уплачиваемых предприятиями. При этом в таких отраслях, как электроэнергетика, нефтяная и газовая промышленность, практически все производство контролируется несколькими крупными компаниями. Поэтому общество должно иметь полную информацию об их деятельности. Общество не может допустить, чтобы эти компании, доходы которых временами сопоставимы с федеральным бюджетом, вдруг стали резко снижать производство из-за отсутствия необходимых капиталовложений, или чтобы большая часть их экспортных доходов оставалась за рубежом, минуя контроль государства, или чтобы цены на топливо и электроэнергию внутри страны становились недоступными многим потребителям. Высоки ли в России цены на энергоресурсы? Важнейшими факторами, влияющими на деятельность топливно-энергетических компаний, которая во многих странах регулируется государством, являются внутренние цены (тарифы) энергоносителей и налоги рентного типа, включая таможенные пошлины. Поэтому для такой страны, как Россия, использующей большую часть своих энергоресурсов на внутренние нужды, неприемлема искусственная увязка внутренних цен с мировыми, которые подвержены резким колебаниям как в конвертируемой валюте, так особенно в пересчете на рубли, поскольку при этом неустойчивость цен и их непредсказуемость зависят еще и от колебаний обменного курса рубля. (Здесь и ниже под мировыми следует понимать цены, в том числе спотовые, на международных, или как их нередко называют, мировых биржах.— Прим. ред.) Уровень и соотношения цен на энергоносители естественно должны зависеть от затрат на их производство, транспортировку, потребности в капиталовложениях, а также от общего уровня цен в стране. В странах с относительно стабильной экономикой, таких, как США и страны Западной Европы, внутренние цены на топливо и энергию слабо зависят от колебаний цен в других странах. Так, например, в период с лета 1996г., когда мировые цены на нефть и нефтепродукты были не достаточно высоки (российская нефть – 164 долл./т.), до лета 1998 г., когда они упали до небывало низкого уровня (российская нефть – 66,6 долл./т., т.е. за два года –в 2,5 раза), внутренние цены во Франции, Германии, Англии изменялись незначительно. Существенное снижение цен на нефть и тяжелые нефтепродукты (мазут) произошло в США, но, конечно, в гораздо меньшей степени, чем на мировом рынке. Чтобы более или менее объективно сопоставлять внутренние цены на энергоресурсы в разных странах, надо пользоваться паритетами покупательной способности (ППС) национальных валют с долларом США, которые регулярно рассчитываются в рамках Программы межстрановых сопоставлений ООН. Для межстрановых сопоставлений уровней экономического развития используют ППС, рассчитанные по всем товарам и услугам, составляющим ВВП. Однако главные вопросы, на которые должно помочь ответить сопоставление относительных цен энергоресурсов,– это не слишком ли высоки эти цены по сравнению с ценами на другие товары, «справятся» ли с ними предприятия-потребители, не слишком ли они низки, могут ли они выполнять функцию стимулирования энергосбережения и региональных пропорций потребления разных энергоресурсов. В составе российского ВВП большую долю составляют «нерыночные» компоненты, цены на которые регулируются государством и не отражают их реальной полезности для общества. Поэтому мы используем значения ППС, рассчитанные только по товарам и услугам, имеющим «рыночные» цены. Для России эти показатели ППС на 70-75% превосходят ППС, рассчитанные по всему ВВП. В приведены пересчеты российских цен на энергоносители в доллары по «рыночному» ППС. Хотя в настоящее время в нашем распоряжении уже есть данные по 1998 г., для сравнения с ситуацией в России взяты цены развитых стран 1996 г., поскольку мировые цены на нефть и другие энергоресурсы в 1998 г. были рекордно низкими, а ситуация 1996 г. близка к положению 2000 г. Из видно, что внутренние цены энергоносителей России в настоящее время не занижены, как нередко утверждают, переводя рублевые цены в доллары по рыночному обменному курсу, по сравнению с США и даже Западной Европой. А для нефти и нефтепродуктов даже резко завышены. Если же основываться на значениях ППС, принятых Госкомстатом России, то следует говорить об общей завышености цен на энергоресурсы по сравнению с США и Европой. Анализ факторов, которые приводят к выбору того или другого из двух значений ППС, не входит в задачу данной статьи. Нам представляется, что сопоставлять цены энергоресурсов лучше по методологии определения ППС, которую использует Всемирный банк (в 2000 г. –8,5 руб/долл.), и в дальнейшем мы обсуждаем данные по этому варианту. В этом случае, согласно , российские цены на электроэнергию, энергетический уголь, дизтопливо примерно соответствуют ценам в Европе и Америке, тарифы на газ почти вдвое занижены, цены на нефть вдвое, а на мазут в полтора раза завышены, цены на бензин - посредине между ценами Европы и Америки, которые различаются почти втрое. Анализ динамики цен по ППС в России и зарубежных странах в 1996-1998 гг. показывает, что за эти годы внутренние цены на нефть в Германии и Франции упали на 30%, в Англии - на 44% и США – на 40%, а спотовые мировые цены на нефть упали более чем на 60% - с 20,7 до 12,8 доллара за баррель на нефть типа брент. Внутренние цены на нефтепродукты в Западной Европе и США изменились незначительно – в пределах 10-15%. В Англии внутренние цены на дизтопливо и бензин выросли на 11% за этот период за счет роста налогов. Лишь цены на мазут в США снизились на 31%. В то же время спотовые мировые цены на бензин в Западной Европе снизились на 26% (с 24,62 до 18,24 долл./бар.), а на газойль – на 38% (с 25,9 до 16,19 долл./бар.). В США цены на бензин и газойль снизились на 31,5% и 36,8% соответственно. Следовательно, внутренние цены на нефтепродукты в Западной Европе и США снизились значительно меньше, чем спотовые мировые цены. Неверно было бы сказать, что внутренние цены на энергоресурсы в индустриально-развитых странах не реагируют на изменения мировых цен. Нет, они повышаются, когда мировые цены растут, и снижаются, когда те падают. Однако внутренние цены благодаря государственному, в том числе налоговому регулированию, меняются значительно меньше, чем мировые. Примером активной налоговой политики государства может служить Великобритания. Там с 1995 г. шло постоянное повышение цен на моторное топливо, несмотря на снижение в 1998 г. мировых и внутренних цен на сырую нефть. При этом этот рост полностью объяснялся повышением налоговой нагрузки. Рост налогов на 1 баррель временами превышал рост цен (например, в период 1997-1999 гг.). В России внутренние цены по ППС на нефть, мазут и бензин так же, как и за рубежом в 1996 –1998 гг. снижались, но в меньшей степени, чем мировые цены. Цены на дизельное топливо, наоборот, выросли, как и в Англии, что связано с ценовой политикой нефтяных компаний. Внутренние цены (по ППС) на природный газ в Западной Европе за 1996-1998 гг. росли, хотя мировые цены на газ снижались. По-видимому, это явилось результатом налоговой политики соответствующих стран. В США, как и в России, цены на газ снизились на 10% и 12,5% соответственно. Внутренние цены на энергетический уголь в Западной Европе, США и России изменились незначительно (в пределах ±3%). Лишь в Англии они снизились на 16%, что явилось результатом снижения потребления дорогого угля. Тарифы (по ППС) на электроэнергию для промышленных потребителей в Западной Европе снизились на 4-8%, в США – на 12,2% благодаря регулированию тарифов с целью повышения конкурентоспособности промышленности. В России же тариф для промышленных потребителей по сравнению с ценами на топливо (по ППС) вырос на 5,6%. Это только одно из свидетельств, что цены энергоносителей в России определяются далеко не одними общими тенденциями движения мировых цен, но в большей степени – внутренними экономическими и политическими факторами. Особенно наглядно это выявилось в период после девальвации рубля в 1998 г. и последовавшей высокой инфляции и роста мировых цен на нефть Внутренние цены на нефть по ППС выросли очень сильно –в 2,67 раза, т.е. пропорционально росту мировых цен на российскую нефть с 66,6 долл./т. летом 1998 г. до 180 долл./т. в июне 2000 г., хотя номинальные рублевые цены повысились лишь в 5,5 раза. В меньшей степени, но также значительно выросли цены на нефтепродукты, особенно на бензин и дизтопливо - на 60% и 45% соответственно. Следует отметить, что примерно в такой же степени выросли цены на нефтепродукты, но не на сырую нефть, в Англии, Франции, Германии и США. В США, например, в большинстве штатов в июне 2000 г. по сравнению с 1998 г. цены на бензин выросли на 60 –70%. В то же время в России внутренние цены по ППС на электроэнергию, газ, энергетический уголь снизились на 20–30%. В первую очередь это объясняется государственной антикризисной политикой стабилизации (точнее, ограничений) цен на продукцию естественных монополий «Газпрома» и РАО «ЕЭС России». В сентябре 2000 г. в Западной Европе и США разразился энергетический кризис. В Англии, Франции, Германии бастовали водители грузовиков, потребовавшие снижения цен на бензин, в первую очередь налога, который составляет 70-80% от цены бензина. В США президент Клинтон принял решение открыть стратегические запасы нефтетоплива на отопительный сезон, чтобы избежать многократного его подорожания. Национальные стратегические запасы открывались до этого лишь в 1991г., в период войны в Персидском заливе. Они составляют сейчас 570 млн. баррелей при максимальном объеме 700 млн. и были созданы в 1973 г. после тогдашнего нефтяного кризиса. Однако, как и в России, в 2000 г. по сравнению с 1998 г. внутренние цены (по ППС) на электроэнергию в Западной Европе и США даже снизились, а цены на энергетический уголь изменились незначительно. Цены на природный газ выросли, но в меньшей степени, чем на нефтепродукты. Энергоемкость ВВП и энергосбережение Хотя международные сопоставления цен и ВВП никогда не дают результатов, которых бы никто не оспаривал, очень высокая - едва ли не самая высокая в мире - энергоемкость российского ВВП является фактом, существенно влияющим на цены топливно-энергетических ресурсов. Стран, имеющих энергоемкость ВВП близкую к российской, очень немного. У большинства из них, как развитых, так и развивающихся, этот показатель в 3-4 раза ниже. Основные причины повышенной энергоемкости российского ВВП - 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 мере повышенная энергоемкость определяется также отсталыми энергорасточительными технологиями производства, и установками и приборами, используемыми во всех секторах экономики. Согласно ряду исследований экономически эффективный потенциал энергосбережения российской экономики суммарно оценивается в 150-180 млн. т.у.т., что составляет около 20% от нынешнего энергопотребления по стране. Конечно, в условиях кризиса и непрерывного падения производства и жизненного уровня населения имеющиеся производственные мощности ТЭК'а позволяют обеспечивать потребности в топливе и энергии с минимальными капитальными затратами. Однако сейчас промышленное производство растет. Если эта тенденция сохранится, то уже через несколько лет страна столкнется с нехваткой мощностей по производству энергоресурсов. Наиболее рациональный путь преодоления этого ожидающего страну узкого места - направить усилия и очень ограниченные ресурсы, в первую очередь, на малозатратные, а затем и на более капиталоемкие мероприятия по энергосбережению. Ведь для экономии одного т.у.т. необходимо в 2-3 раза меньше инвестиций, чем на его производство и перевозку. По оценкам, за счет таких мероприятий может быть сэкономлено не менее 10-15% от суммарного энергопотребления. Важнейшим побудительным мотивом для реализации энергосберегающих мероприятий является высокий уровень цен на энергоресурсы. Это не значит, что при высоких ценах энергоемкость сама снизится за счет действия стихийных рыночных сил. Высокие цены и тарифы на энергоресурсы - недостаточное, но, безусловно, необходимое условие для реализации политики и программы энергосбережения. Опыт многих стран доказывает, что едва ли не главную роль в результативности снижения энергоемкости играют государство, региональные администрации и муниципалитеты, использующие административные меры нормирования и стимулирования энергосбережения. И в нашей стране необходима дифференциация тарифов на электроэнергию по объемам энергопотребления, уровню напряже- ния, времени суток с целью стимулировать рационализацию графиков нагрузки и повысить рентабельность эффективных энергоемких производств. Необходимы также дифференциация цен на газ по территориям, режимам и объемам потребления. Одним из приоритетных направлений должно стать снижение энергоемкости производства сельскохозяйственной продукции. Стоимость энергоресурсов, расходуемых на производство растениеводческой продукции, доходит до 18% от общих затрат, а животноводческой -до 9 %, в то время как в США и странах ЕС эта доля составляет около 5%. Энергоемкость ВВП России (по ППС) в 1993 г. составляла 1,1 тонны нефтяного эквивалента (тнэ)/1000 долларов. Если сделать поправку на 20%-ный неучет производственной деятельности (теневая экономика), то энергоемкость российской экономики равнялась тогда 0,9 тнэ/долларов. Эти данные рассчитаны Международным энергетическим агентством в 1995 г., которым отмечается, что энергоемкость ВВП России целесообразно сравнивать с Канадой, т.к. обе страны имеют якобы близкие условия, влияющие на энергоемкость, т.е. сопоставимые климат, длину перевозок, запасы природных ресурсов и экспорт энергии. В Канаде энергоемкость в 1993 г. составляла 0,39 тнэ/1000 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 транспортировки энергоресурсов не превышает 500-600 км. 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 канско-ачинский уголь перевозятся в Центр на расстояние 4000 км). По нашей оценке, из-за этих объективных факторов энергоемкость ВВП России должна быть выше, чем в Канаде, примерно на 30%. Если исходить из оценки энергоемкости ВВП России 0,9 тнэ/тыс. долларов, то снижение из-за указанных объективных факторов на 30% дает оценку 0,63 тнэ/тыс. долларов для России, что лишь в 1,6 раза выше, чем в Канаде. Поэтому реализация потенциала энергосбережения в размере 30% от нынешнего уровня потребления ТЭР позволила бы приблизиться к уровню энергоемкости ВВП Канады. Природный газ Вывод о том, что цена приобретения российского газа должна быть повышена, следует не только из формального сопоставления с европейскими ценами . Дело еще в том, что цена 1 т.у.т. газа ниже цены 1 т.у.т. угля, хотя газ во многих отношениях имеет больше преимуществ перед углем для потребителей (прежде всего в отношении экологической чистоты). Кроме Германии, где соотношение цен угля и газа еще хуже, чем в России, цена 1 т.у.т. газа в Англии, Франции и США выше цены 1 т.у.т. угля в 1,3 –2,7 раза. Если цену газа в России поднять вдвое, т.е. примерно до 900 руб./тыс.м3, то ее соотношение с углем составит примерно 1,7. Именно такую цену на газ хотят установить согласно своим расчетам в «Газпроме». Однако обоснование такой цены нуждается в серьезном критическом обсуждении. Российские энергетики привыкли считать, что уникальные запасы дешевого сибирского газа гарантируют постоянное наращивание объемов добычи по мере расширения внутреннего и экспортного спроса, и ограничение добычи 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 низкие внутренние цены на газ, вплоть до финансового кризиса 1998г. и последовавшего за ним всплеска инфляции, они покрывали затраты и приносили «Газпрому» значительную прибыль. Сейчас затраты на производство и транспортировку газа в силу инфляции возросли, а внутренняя цена почти не повысилась. В результате к началу 2000г. прибыль от продажи на внутреннем рынке резко сократилась. Хотя до последнего времени «Газпром» был закрытой организацией, можно примерно оценить размер его прибыли, проводя ретроспективные расчеты. В отражена ценовая и финансовая картина в газовой и нефтяной промышленности, которую мы постарались восстановить так, чтобы она не противоречила разрозненным опубликованным данным. Если в ней и есть некоторые отклонения от реальных величин, то они не велики и не нарушают общих выводов. 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 безопасности России. Рента нефтегазовых ресурсов может и должна составить финансовую основу вывода страны из кризиса и ее знание общественностью будет являться залогом поступлений в казну доходов от ТЭКа. По экспертной оценке, ежегодная потребность «Газпрома» в капиталовложениях в 2001 –2006гг. составит 3,1 – 3,4 млрд. долларов. Как видно из , действовавшая в 1999г. цена газа позволила получить финансовые ресурсы в размере 2,60 млрд. долларов, причем экспортный доход составил только 0,1 млрд. долларов, а объем инвестиций - 2,8 млрд. долларов. В конце 1999 г. и начале 2000 г. цена газа повышалась. Согласно нашим оценкам , средняя цена 1 тыс. куб. м газа на конце магистрального газопровода в 2000 г. – 330 рублей – 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 г. (по нашей оценке, основанной на данных о добыче газа за 1 полугодие ) в 552 млрд. куб. м это составило соответственно 27 и 35 млрд. рублей. Чтобы получить необходимый объем инвестиционных ресурсов (91 млрд. рублей), надо увеличить чистую прибыль на 29 млрд., а с учетом налога на прибыль – на 41 млрд. рублей. В цене 1 тыс. куб. м это составляет 74 рубля или, 22% от цены 2000 года. В «Газпроме» считают, что могут получать достаточные инвестиционные ресурсы только за счет повышения внутренней цены газа до 900 руб./тыс. куб.м или в 2,7 раза по сравнению с 2000 г. без значительных изменений в налоговой системе. В частности, в 1999 г. акциз составил около 12% от выручки на внутреннем рынке с учетом потребителя - населения, поставки газа которому не облагаются акцизом (15% от стоимости газа), и около 19% - на внешних рынках с учетом налоговых льгот по поставкам газа странам СНГ. Поставки в дальнее зарубежье облагаются акцизом в 30% от 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 является источником для инвестиций. Чем же объясняется отличие нашей оценки повышения цены на газ на 22% от газпромовской - в 2,7 раза и отказ от учета экспортного дохода как инвестиционного ресурса? Главное отличие в том, что в потребность в инвестициях «Газпром» включает погашение больших кредитов, взятых в предыдущие годы, и процентов по ним. В одном из недавних выступлений глава «Газпрома» Рем Вяхирев назвал объем внешних займов компании в 108 млрд. рублей. В прогнозных оценках «Газпрома» предполагалось, что в 2000 г., если бы цены газа остались на уровне 1999 г., продажи на внутреннем рынке не приносили бы прибыли, а прибыль от экспорта составила бы около 80-90 млрд. рублей. Вместе с амортизационными отчислениями эта сумма практически полностью должна уйти на погашение кредитов и процентов по ним. На изменение прибыли от экспортируемой части газа повышение внутренней цены не повлияет. Поэтому дополнительную прибыль «Газпром» получит только от объема продажи, но по более высокой цене на внутреннем рынке, который составляет около 60% от всего объема добычи газа. Надо сказать, что как наша, так и газпромовская оценка необходимого повышения цены не учитывает проблемы неплатежей. В последнее время она постепенно теряет свою остроту, но для газовой промышленности остается серьезной: бюджетники задолжали «Газпрому» 108 млрд. рублей. «Мы два года бесплатно работаем, -возмущаются в «Газпроме». – Этих денег хватило бы, чтобы расплатится по внешним займам. Эту зиму мы еще переживем, а потом газа не будет», – сказал Рем Вяхирев. 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 г. 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. Но даже если весь туркменский газ будет отдан энергетикам, дефицит у них составит 10 млрд. куб.м. Однако, вице-премьер Правительства России В.Христенко заявил, что топливный баланс страны на следующий год «не предусматривает сокращения поставок газа на внутренний рынок» и проблема будет дополнительно обсуждаться. В ближайшей перспективе экономически рентабельным новым месторождением газа является шельф Обско-Тазовской губы Карского моря. По оценке «Газпрома», на этом шельфе запасы «рафинированного» природного газа метана составляют 3 –4 трлн.м3, месторождение на Северомысском и Каменномысском участках, где в июле 2000 г. начато оценочное бурение, содержит 1 трлн.м3. Однако, промышленная эксплуатация губы начнется лишь в 2007г. Вначале будет добываться 7-8 млрд.м3 в год, а в 2010г. до 50 млрд.м3. Запасы природного газа, рентабельные для добычи на шельфе Баренцева моря, оцениваются в 1 трлн. куб.м. и будут осваиваться позже. Время промышленной добычи газа на Ямале пока не определено 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 поступает государству, или «Газпрому» возмещаются убытки, если экспорт становится убыточным. Решения о получении кредитов с целью поддержания экспорта и об источниках их погашения должны будут приниматься энергетическими компаниями совместно с государством. Задолженность внутренних потребителей 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 2000г.) должна быть установлена в 400 – 410 руб./тыс.м3, соответственно, цена приобретения газа – на уровне 540 –550 руб./тыс.м3. (с учетом надбавки газораспределительных организаций в размере 40 –50 руб./тыс.м3 и НДС). Такая цена, покрывающая потребность в инвестициях, далеко не обеспечивает необходимого соотношения с ценой энергетического угля. 1 т.у.т. угля в июне 2000г. стоила 468 рублей. Чтобы 1 т.у.т. газа стоила в 1,6 раза дороже, т.е. 750 рублей, цену газа (по ППС) следует повысить в 2,6 раза, т.е. цену для электростанций –до 864 руб./тыс.м3, цену приобретения (через газосбытовые организации) до 1060 руб./тыс.м3. В этом случае в 2000г. прибыль от внутренних продаж увеличилась бы на 295 млрд. рублей (в цене 1 тыс. куб.м – на 534 рубля) и составила бы 335 млрд.рублей, а после вычитания налога на прибыль - 235 млрд. рублей, или 8,5 млрд. долларов. Однако 460 рублей на каждые тыс.м3, или 255 млрд. рублей 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. рублей, или 2 млрд. долларов. В сумме с 1,3 млрд. долларов амортизации это даст 3,3 млрд.долларов. Конечно, если будет принят предлагаемый принцип, согласно которому в качестве прибыли «Газпрому» оставляется сумма, необходимая для капиталовложений, а остальная часть 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. рублей, то государство получило бы в виде акциза не 255 млрд., а 147 млрд. рублей. Однако без системных регулирующих мер со стороны государства рациональное соотношение цен на газ и уголь не будет достигнуто. Дело в том, что повышение цен на эти основные виды топлива вызовет волну значительной инфляции. Поэтому повышение цены газа должно проходить в течение 3-4 лет «порциями» 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. Нефть Если цена на газ явно занижена, то 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: каковы негативные последствия такой высокой цены и следует ли государству ставить задачу снизить внутреннюю цену нефти? Цены декабря 1997г. и июня 2000г. характеризуются следующими соотношениями . Инфляция возросла в 2,5 раза, курс доллара вырос в 4,7 раза, условная мировая (спотовая) цена нефти в долларах –в 1,43 раза. При этом рост цены приобретения основных продуктов нефтепереработки на внутреннем рынке ненамного превысил инфляцию: дизтопливо – рост втрое, 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 (бензин) раза. Разрыв между ценой приобретения и ценой производителей резко увеличился для сырой нефти и резко сократился для нефтепродуктов. Можно предположить, что эти скачки в ценовой политике нефтяных компаний связаны с ожидаемыми изменениями в налоговой системе. Ведь 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 нефте- продуктов и явилось одним из факторов, побуждающих 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 – единственным внутренним потребителем нефти, действует множество организаций – посредников, скупающих нефть с предоплатой и получающих сверхприбыль при таком значительном росте между ценой приобретения и ценой производителя. Цена транспортировки нефти до НПЗ выросла незначительно и не влияет на такой разрыв. 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 оффшорные 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 1-м полугодии 2000 года в 2 раза по сравнению с 1-м полугодием 1999г. В связи с ростом мировых цен на нефть были расконсервированы сотни буровых скважин и возросли инвестиции на разведочное бурение. В отношении нефтяной промышленности вопрос о контроле за использованием финансовых ресурсов встает с еще большей остротой, 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, обновления основных фондов для поддержания объемов добычи и транспортировки и т.д. В течение последних 10 лет нефтяная промышленность в основном «проедала» запасы, созданные в дореформенные советские времена. 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 морально устарело. При нынешних высоких мировых ценах на нефть и низком курсе рубля, через нефтяные компании проходят гигантские потоки финансовых средств,что наблюдалось и в первые годы реформенного десятилетия. Однако в такие периоды лишь небольшая доля от них поступала в государственный бюджет в виде акцизов и таможенных пошлин. Вызвано это тем, что изменения акцизов и пошлин у нас часто запаздывают. Кроме того, проходит еще и значительное время от принятия соответствующего постановления до начала его действия. В результате налог увеличивается тогда, когда мировые цены начинают снижаться. Однако, главным фактором, ограничивающим возможности повышения экспортных пошлин на нефть, является неспособность или нежелание государства установить эффективный контроль за экспортными потоками. Поэтому повышение пошлин может активизировать «серые», полускрытые схемы экспорта через страны СНГ, прежде всего Украину и Прибалтику, и в результате доходы государственного бюджета не возрастут, а снизятся. Дело в том, что группы компаний, входящих в холдинг, или же участники простого товарищества считаются независимыми. Поэтому, при поставке нефти за рубеж в оффшорную зону цена ими может быть занижена, затем, после реализации нефти из оффшора уже по рыночной цене, разницу в выручке можно оставить на счетах банков в оффшоре, не платя с этих сумм российских налогов. Правительство предлагает перекрыть эту возможность, установив для выплаты налогов уровень мировой цены на нефть. По нашим расчетам , финансовые ресурсы нефтяной промышленности (чистая прибыль, включающая экспортный доход и амортизационные отчисления) составляли в 1997 и 1999 гг. 9,3 и 12,7 млрд. долларов (пересчеты по текущему обменному курсу рубля). При этом инвестиции в геологоразведку, добычу и транспортировку нефти составили соответственно 38,7 и 46,5 млрд. рублей, или 6,7 и 1,9 млрд. долларов. Инвестиции в 1999 г. были в 10 раз меньше, чем чистая прибыль и амортизационные отчисления. Куда пошла остальная часть прибыли? В 2000 г. финансовые ресурсы могут составить 19-20 млрд. долларов. Общество имеет право получать полную информацию о размерах и использовании этих доходов, большая часть которых имеет рентный характер. Уголь Цены на уголь в России по ППС с долларом в июне 2000 г. по сравнению с декабрем 1999 г. снизились на 10% - с 40,5 до 36,3 долл./т (при ППС 8,5 руб./долл. США). Следует отметить, что цена на энергетический уголь уменьшилась при росте цен на другие энергоресурсы, за исключением бензина (снижение на 5%). После перехода в 1992 г. на свободные цены и возникновения устойчивой тенденции к падению спроса на уголь, вытесняемого с рынка ТЭР «дешевым» природным газом, отрасль вошла в режим сужающегося воспроизводства с хронической недозагрузкой производственных мощностей, нарастающим падением добычи угля и сокращением накопленного в отрасли производительного капитала с 38,5 млрд. рублей в 1990 г. до 26,0 млрд. рублей в 2000 г. (в ценах 1991 г.). Большинство предприятий отрасли лишилось оборотных средств и стали «проедать» свой основной капитал. Даже масштабная реструктуризация отрасли не переломила тенденции роста себестоимости добычи угля, так как экономика страны в целом находится в кризисном состоянии и регулируется чисто монетаристскими методами без учета процессов, протекающих в ее реальном секторе. Временная относительная стабилизация цен приобретения энергетического угля объясняется тем, что в 1999 г. и 1-м полугодии 2000 г. были «заморожены» тарифы на его перевозки по железной дороге. Однако, с 1 августа 2000 г. железнодорожные тарифы на грузовые перевозки повысили на 18,5%. В цене приобретения угля стоимость перевозок составляет около 50%, т.е. равна стоимости добычи. В 1999 г. рентабельность добычи кузнецких углей составляла 17%, но сейчас она снизилась. Тем не менее цены на кузнецкий уголь с 1 октября 2000 г. увеличились на 30%, а на канско-ачинский уголь с 1 августа 2000 г. цена увеличилась вдвое. При этом в октябре 2000 г. в расчете на тонну условного топлива канско-ачинский уголь для ТЭС Центра оказался дешевле на 15%, чем кузнецкий уголь. Общий объем дотаций из бюджета в угольной промышленности в 1999 г. составил 12 млрд. рублей, 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%. Электроэнергия Повышение цен на газ в 2,5 раза, предлагаемое «Газпромом», приведет к повышению среднего тарифа для промышленных потребителей электроэнергии на 17%. Напомним, доля производства электроэнергии в России с использованием газа составляет 42%, а доля затрат на топливо в среднем тарифе - 27%. В июне 2000 г. средний тариф составлял около 38 коп./кВт.ч, а топливная составляющая в нем - около 10 коп./кВт.ч, или 27% от тарифа на электроэнергию. Следовательно, с упомянутым подорожанием газа тариф в среднем должен повыситься на 6-7 копеек. Выполненные нами расчеты показывают, что, для ввода новых энергомощностей взамен демонтируемых и модернизируемых действующих, необходимо повысить тариф на электроэнергию на 70% при условии увеличения ежегодных инвестиций в развитие электроэнергетики с 1,2 млрд.долларов в 1999г. до 5 млрд. долларов ежегодно в 2001 –2010 гг. Заметим, что, по оценке правления РАО «ЕЭС России», инвестиции необходимо увеличить более чем в 4 раза. Минимальный ежегодный объем инвестиций, по оценкам различных экспертов, должен составлять 3 –3,5 млрд. долларов на протяжении 2001 –2005гг. И в этом случае тариф возрастет на 42 –50%. Совокупный рост среднего тарифа на электроэнергию для увеличения инвестиций до 3-3,5 млрд. долларов в год и при повышении в 2,5 раза цен на газ составит не менее 60-67% и, возможно, в 1,9 –2 раза при увеличении инвестиций в электроэнергетику до 5 млрд. долларов в год. Рост среднего тарифа в 1,6 –1,67 раза приведет к возрастанию тарифа, пересчитанного по ППС ( 8,5 руб./долл.в 2000г.), с 51,8 до до 83 долл./МВт.ч, и 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 выходов из этой ситуации является устранение перекрестного субсидирования населения промышленными потребителями. В настоящее время население оплачивает 50% фактической стоимости потребляемой электроэнергии, а с учетом льготников средний тариф для населения составляет менее 30% от ее фактической стоимости. Уже в ближайшие годы может быть повышен тариф для населения на сверхнормативное потребление электроэнергии, что позволит существенно снизить тарифную нагрузку на промышленных потребителей. Согласно данным Госкомстата, средняя цена приобретения газа промышленными потребителями составляла в июне 2000г. 443 руб./т.м3 (с учетом надбавки газораспределительным организациям), или 386 руб./т.у.т., энергетического каменного угля – 309 руб./т, или 468 руб./т.у.т., и мазута – 1642 руб./т, или 1207 руб./т.у.т. Таким образом, соотношение цен угля, газа и мазута в расчете на т.у.т. составило: 1:0,82:2,56. Для выхода на рациональное соотношение этих цен, равное 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. Для этого государству необходимо дотировать угольную промышленность и железнодорожные перевозки угля за счет ренты, получаемой от газа.
Артур Праховник Директор Института энергосбережения и энергоменеджмента - С точки зрения совершенствования законодательства в области нетрадиционной энергетики, Украина должна взять пример со стран, которые достигли хороших результатов в этом направлении (примером может служить датское законодательство). Мы пошли в этом вопросе другим путем. Так, на развитие ветроэлектрических установок (ВЭУ) стимулирование осуществляется через систему бюджетных и внебюджетных средств, направляемых на производство и внедрение ВЭУ. Такой подход, в первую очередь, поощряет производителей и инсталляционные фирмы и лишь косвенным образом стимулирует энергосбережение. В Дании же выделяются субсидии для пользователей оборудования нетрадиционной энергетики, но при определенных условиях: - субсидии предоставляются на использование ВЭУ (прошедших аттестацию и установленные сертифицированными специалистами) в размере 270 датских крон за выработку 1 МВт/ч. Но, согласно изданному в марте 1999 г. закону, эти субсидии теперь даются только на первые 12000 часов работы ветроэлектрических турбин мощностью свыше 600 кВт. Если же мощность турбин составляет до 600 кВт при полной нагрузке, субсидия предоставляется на первые 15000 часов работы ветроэлектрических турбин. Стоимость ВЭУ, которая устанавливается на суше, - около 7000 датских крон/кВт, ее полная нагрузка за год приблизительно равна 2000 часам; - типовая система нагрева воды на одну семью имеет солнечный коллектор площадью 3-6 кв. м (СК, прошедшие аттестацию и установленные сертифицированными специалистами) с водяным баком на 200-300 л и стоит $2500-5000, причем в цену входят стоимость монтажных работ, но не входит государственная субсидия, величина которой составляет в среднем 25% от общей стоимости. СК сберегает около 600-700 кВтч/кв. м в год; - для установки бойлеров на биомассе мощностью до 200 кВт можно получить субсидию в размере 30% от стоимости установки, при наличии документа об аттестации соответственно типу. Прохождение аттестации добровольное; - тепловые насосы, прошедшие аттестацию и установленные сертифицированными специалистами, также подлежат государственной субсидии в размере 15%. Субсидии выдаются только в том случае, если пользователь устанавливает сертифицированное оборудование. Сертификация удостоверяет оборудование на соответствие и дает определенные права получить разрешение на монтаж некой продукции или системы получения государственных субсидий. Цель сертификации - дать толчок развитию рынка энергосберегающего оборудования с целью снизить цены при более высоком качестве. Вариант одновременного применения стимулирования нетрадиционной энергетики и соответствующей сертификации предопределяет не только привлекательность к энергосбережению (за счет снижения стоимости), но и гарантирует уверенность в том, что оборудование, как и его монтаж, соответствуют передовым стандартам. Вывоз мусора лицензируется. Выполняем вывоз мусора в любое время. Рейтинг котлов на древесных пеллетах. Теплокоммунэнерго наращивают дол. Не говорите о потеплении. 1. Принципы организации учета при р. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
