Аналитическая записка подготовлена во исполнение решения Коллегии Счетной палаты Российской Федерации от 15.02.03 г. (протокол No 5 (288) на основании результатов проведенных Счетной палатой проверок в топливно-энергетическом комплексе направлений деятельности Счетной палаты Российской Федерации (аудиторы Счетной палаты М.И. Бесхмельницын, В.М. Игнатов и В.Г. Пансков), а также проверок МПР России и Минэнерго России по исполнению Федерального закона `О федеральном бюджете на 2001 год`. При подготовке записки использована также информация, полученная от Минэнерго России, МПР России, Минимущества России, МАП России, МНС России, ФЭК России и ГТК России.
Краткая характеристика топливно-энергетического комплекса страны
Россия - ведущая мировая энергетическая держава, располагающая третью мировых запасов газа, десятой частью - нефти и пятой частью - угля. Топливно-энергетический комплекс России оказывает существенное влияние на экономику, социальную сферу и оборонную безопасность страны. Несмотря на экономический кризис последнего десятилетия, Россия сохранила ведущее место в мире среди нефтегазодобывающих стран-экспортеров.
Оценка итогов работы топливно-энергетического комплекса в 2002 году (далее - ТЭК) показывает, что в целом ТЭК наращивает уровни добычи и производства топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) и обеспечивает как внутренние потребности страны в энергоресурсах, так и выполнение экспортных обязательств.
Суммарный объем добытых и произведенных первичных топливно-энергетических ресурсов в России в 2002 году составил 1511,9 млн. тонн у.т. (условного топлива), превысив фактический уровень 2001 года на 47,4 млн. тонн у.т. или на 3,3%.
В структуре баланса добычи и производства первичных видов ТЭР доля нефти возросла с 33,8% в 2001 году до 35,7% в 2002 году, а газа - уменьшилась с 45,6% до 45,2%.
Наибольший рост производства в 2002 году (9,2%) достигнут в нефтяной промышленности. Годовой объем добычи нефтяного сырья составил 380 млн. тонн, что на 31,9 млн. тонн превышает показатель 2001 года.
Объемы переработки нефти в 2002 году на нефтеперерабатывающих заводах России составили 184,4 млн. тонн и выросли на 5,5 млн. тонн (3,1%) против фактического уровня 2001 года.
Добыча природного газа увеличилась на 13,7 млрд. куб. м (2,4%) и достигла 594,8 млрд. куб. м.
Производство электроэнергии по стране достигло 892,0 млрд. кВт.ч, что на 0,7 млрд. кВт.ч (0,1%) выше, чем в 2001 году, а тепловой энергии - 1426,9 млн. Гкал и снизилось на 49,2 млн. Гкал (3,3%).
Суммарный объем поставок топливно-энергетических ресурсов на внутренний рынок в 2002 году снизился на 13,5 млн. тонн у.т. (1,4%) и составил 943,6 млн. тонн у. т.
Экспорт топливно-энергетических ресурсов увеличился на 56 млн. тонн у.т. (10,4%) и составил 595 млн. тонн у. т., в том числе: нефти - 184,5 млн. тонн (13,8%); дизельного топлива - 28,0 млн. тонн (14,3%); мазута - 25,8 млн. тонн (38,7%); поставка газа увеличилась на 3,0% и составила 186,4 млрд. куб. м.
Топливно-энергетический комплекс был и остается фундаментом развития экономики страны. Доля отраслей ТЭК в объеме ВВП составляет 25,4% (более 1,6 трлн. рублей), в том числе - 14,1% - нефтяной комплекс, 6,9% - газовый комплекс, 3,7% - электроэнергетика и 0,7% - угольная промышленность.
Рост мировых цен на нефть и другие энергоресурсы положительно повлиял на доходы экспортеров продукции, а также на бюджет государства. ТЭК в 2002 году обеспечил 33,5% налоговых поступлений в бюджетную систему Российской Федерации с учетом таможенных платежей и 54,4% всех валютных поступлений страны от экспорта.
Вместе с тем проведенными Счетной палатой Российской Федерации в 1999-2002 годах проверками выявлено, что, несмотря на столь значительные показатели в отраслях топливно-энергетического комплекса, повлиявшие в целом на экономику России, имеется ряд факторов, негативно сказывающихся на функционировании и развитии ТЭК и требующих внимания Правительства Российской Федерации.
1. Состояние и развитие сырьевой базы
топливно-энергетического комплекса России
Сырьевую базу нефтегазового комплекса России на современном этапе ее геологического изучения и промышленного освоения составляют 2734 нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений, которые открыты в недрах, а также на континентальном шельфе Российской Федерации.
На долю России приходится 13-15% мировых текущих запасов нефти и газового конденсата и около 35% запасов газа.
Разведанные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации оцениваются в 25,2 млрд. тонн. По разведанным запасам и добыче нефти Россия занимает второе место в мире.
Начальные суммарные ресурсы нефти составляют по суше - 87,6%, по шельфу - 12,4%.
Месторождения нефти расположены в 40 субъектах Российской Федерации. Наибольшие из них сосредоточены в Западной Сибири - 69%, Урало - Поволжье - 17%, на Европейском Севере - 7,8% и Восточной Сибири - 3,6%. Основные разведанные запасы нефти расположены в Уральском федеральном округе (66,7%).
Степень выработанности разведанных запасов нефти наиболее высокая в Южном федеральном округе - 83%, а также в Приволжском - 71%, Уральском - 45% и Северо-Западном - 44% округах.
Доминирующее положение занимает Ханты-Мансийский автономный округ, в котором сконцентрировано более 50% запасов нефти.
По состоянию на 01.01.02 г. в России открыто 2407 нефтесодержащих месторождений. Из них: 1958 - нефтяных, 193 - газонефтяных и 224 - нефтегазоконденсатных. Из открытых месторождений - 1253 вовлечены в разработку, на которых сосредоточено 53,3% общероссийских запасов нефти.
Преобладающая часть запасов нефти России заключена в сравнительно небольшом количестве месторождений. Так, на месторождения с извлекаемыми запасами более 30 млн. тонн приходится 73% общероссийских запасов и около 76% добычи нефти.
Месторождения нефти распределяются на 10 уникальных (запасы больше 300 млн. тонн), 139 крупных (30-300 млн. тонн), 219 средних (10-30 млн. тонн) и 1238 мелких (запасы менее 10 млн. тонн).
Большая часть разведанных запасов нефти отлицензирована, к распределительному фонду недр относится 91% всех запасов.
Ведущими недропользователями в России являются вертикально-интегрированные нефтяные компании: ОАО `Тюменская нефтяная компания`, ОАО `НК `ЮКОС`, ОАО `НК `ЛУКОЙЛ`, ОАО `НК `Сургутнефтегаз`, ОАО `НК `Роснефть`, ОАО `Татнефть`, ОАО `НК `Сибнефть`, ОАО `СИДАНКО`, ОАО `НГК `Славнефть`, АНК `Башнефть`, ОАО `Газпром`. На их долю приходится около 77% запасов нефти.
Наиболее интенсивно минерально-сырьевая база нефтяного комплекса развивалась в 1985 - 1991 годах. Прирост разведанных запасов нефти в эти годы составлял до 1,1 млрд. тонн в год, то есть в два раза превышал ее годовую добычу.
Нефтяная отрасль в 1991-2000 годах развивалась в условиях резкого ухудшения качества минерально-сырьевой базы. В результате обвального спада геологоразведочных работ, начавшегося в 1992 году, разведанные запасы нефти к 2001 году уменьшились в целом по стране на 13%, а в основном нефтедобывающем регионе - Западной Сибири - на 17,5%.
Начиная с 1994 года, наметилась негативная тенденция снижения темпов восполнения ресурсной базы углеводородного сырья. Так, прирост запасов нефти и конденсата не компенсирует объемы их добычи и остается на уровне 200-250 млн. тонн. Невосполненная добыча нефти за 1994 - 2001 годы составила около 700 млн. тонн.
Продолжает ухудшаться и структура разведанных запасов. Доля активных (высокопродуктивных) запасов нефти в балансе запасов большинства нефтяных компаний составляет около 45%. Намечается негативная тенденция к дальнейшему снижению этой доли из-за выработки именно активных запасов.
Доля низкорентабельных запасов нефти возросла с 36% до 55%. Объемы поисково-разведочного бурения нефти за 10 лет уменьшились более чем в 4 раза, а эксплуатационного - в 7 раз, произошло пятикратное сокращение ввода новых скважин. Разведанные запасы нефти за 1997-2000 годы сократились на 613 млн. тонн, а в Западной Сибири - на 528 млн. тонн. Следует отметить, что ранее открытые нефтяные месторождения в основном мелкие, не превышающие несколько сотен тысяч тонн, и низкодебитные. Дебит нефтяных скважин за 10 лет снизился в Западной Сибири более чем в 10 раз, а по России - в 5 раз. Более 70% запасов нефти находятся в диапазоне низких дебитов скважин (от 10 до 25 тонн/сутки) и на грани `нулевой` рентабельности. Доля запасов с выработанностью более 80% превышает четверть разрабатываемых запасов, более трети запасов - запасы с обводненностью свыше 70%.
Фонд бездействующих скважин возрос до 79 тыс. единиц с потенциальной добычей до 80 млн. тонн нефти в год, что привело к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов. Это является грубейшим нарушением Федерального закона `О недрах` в части рационального использования недр.
Основные приросты запасов нефти были получены в основном за счет доразведки открытых нефтяных залежей, а также перевода запасов нефти, ранее оцененных - в разведанные. Ввод новых производственных мощностей сократился в 2-5 раз. По существу в эти годы был упущен важный период подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем - и к разработке промышленных запасов нефти.
Предварительная оценка прироста запасов нефти и конденсата промышленных категорий в 2002 году составляет 260 млн. тонн, при добыче 380 млн. тонн, т.е. восполняемость добычи нефти составляет 68%.
Таким образом, и в 2002 году продолжалось сокращение текущих разведанных запасов нефти и конденсата. При сложившейся ситуации с развитием минерально-сырьевой базы, уже к 2010 году можно ожидать, что доля рентабельных при разработке запасов нефти в объеме запасов, числящихся на государственном балансе, может снизиться до 30%.
Снижение суммарных текущих запасов нефти угрожает энергетической безопасности страны, поскольку выбывает наиболее рентабельная часть запасов, которая не может быть в полной мере возмещена новыми приростами.
По разведанным запасам газа Россия занимает первое место в мире (32% мировых запасов) и обеспечивает до 30% его мировой добычи.
Начальные суммарные ресурсы свободного газа России (на 01.01.02 г.) составляют 236,1 трлн. куб. м, в том числе 160,3 трлн. куб. м по суше и 75,8 трлн. куб. м по шельфу.
Разведанные запасы газа в России (свободный газ и газовые шапки) на начало 2002 года составили 46,8 трлн. куб. м. Из общего объема разведанных запасов на Западную Сибирь приходится 36,2 трлн. куб. м (77,7%), шельф северных морей - 3,2 трлн. куб. м (6,8%), Восточную Сибирь и Дальний Восток - 2,8 трлн. куб. м (6%).
К распределенному фонду недр относится 38,8 трлн. куб. м газа, или 83% всех запасов по стране, к нераспределенному - 8 трлн. куб. м (17%).
Начальные суммарные ресурсы газа разведаны на 24,7%. Основные прогнозные ресурсы газа приходятся на малоизученные районы Западной Сибири и шельфы Карского, Баренцева и Охотского морей.
В России открыто 789 месторождений газа, из которых 352 - вовлечены в разработку, в них сосредоточено 45,5% общероссийских запасов.
Почти 73% запасов газа сосредоточено в 22 уникальных (свыше 500 млрд. куб. м газа) месторождениях, таких как Оренбургское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и др. В 104 крупных месторождениях содержится около 24% запасов газа, и лишь около 3% разведанных запасов приходится на многочисленные (663) мелкие и средние месторождения.
В целом в районах с развитой газовой инфраструктурой сосредоточено около 51% разведанных запасов газа.
Основным недропользователем природного газа является ОАО `Газпром` (68,6% от общероссийских запасов газа), обеспечивающее около 93% всей добычи газа России.
Промышленные запасы газа по дочерним обществам со 100% участием ОАО `Газпром` в уставном капитале оцениваются в 25,9 трлн. куб. м, по компаниям с долевым участием ОАО `Газпром` менее 100% - 2,9 трлн. куб. м, в разработке находится 17,3 трлн. куб. метров газа.
Более 80% разведанных запасов газа сосредоточено в Западной Сибири (Ямало-Ненецкий автономный округ), где добывается около 92% газа страны.
Перспективное развитие добычи газа связано с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал, Надым-Пур-Тазовского района и шельфа арктических морей. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разведано свыше 2,7 трлн. куб. м запасов газа, из которых разрабатывается лишь 7,4%.
В стадии реализации находятся два международных проекта - строительство газотранспортных систем - `Ямал-Европа` (5,8 тыс. км) и `Голубой поток` (1,2 тыс. км), что позволит повысить надежность и гибкость поставок газа и увеличить экспорт в Европу.
ОАО `Газпром` владеет 112 лицензиями на недропользование, из которых 77 лицензий на право добычи углеводородов (срок действия от 13 до 20 лет). Кроме того, Компания совместно с обществами с различным долевым участием ОАО `Газпром` владеет 44 лицензиями.
Сырьевая база ОАО `Газпром` позволяет осуществлять добычу газа на уровне 530-550 млрд. куб. м в год.
Большая часть запасов свободного газа ОАО `Газпром` была разведана и подготовлена к разработке еще до 1993 года. В связи с резким сокращением объемов геологоразведочных работ в 1993 -1999 годах, прирост запасов свободного газа не компенсировал его добычу.
В результате с 1993 года отмечается тенденция уменьшения запасов свободного газа как в целом по России, так и по основному газодобывающему району - Западной Сибири. Начиная с 2000 года, в ОАО `Газпром` наблюдается некоторое улучшение показателей сырьевой базы.
В 2002 году объем выполненных геологоразведочных работ возрос до 6,7 млрд. рублей. Финансирование осуществлялось за счет инвестиций ОАО `Газпром` и собственных средств дочерних обществ. Пробурено 60,4 тыс. м разведочных скважин, выполнено 10501 пог. км сейсморазведки. Открыто 6 новых месторождений газа. За счет проведения геологоразведочных работ получен прирост запасов углеводородов: газ - 514,4 млрд. куб. м, конденсат - 18,5 млн. тонн, нефть - 3 млн. тонн.
Однако, несмотря на имеющиеся резервные запасы газа, проблема сырьевой обеспеченности газовой промышленности и России, и ОАО `Газпром` остается достаточно острой.
Рассматриваемый период развития сырьевой базы нефтегазового комплекса совпал с введением законодательных актов по вопросам недропользования - `О недрах` и `О соглашениях о разделе продукции`.
В основе указанных законов заложен принцип совместного и платного пользования недрами, лицензионного порядка предоставления недр в пользование и расчетов с государством на основе СРП. Предполагалось, что законы будут способствовать активному притоку инвестиций (в том числе иностранных) в поиск и разведку нефти, способствовать высоким темпам развития сырьевой базы и подготовки запасов. На деле оказалось, что большинство недропользователей (нефтяные компании) оформляют лицензии лишь на добычу нефти и редко кто берет на себя риск поиска и разведки ее запасов, что также негативно сказалось на темпах развития сырьевой базы.
В 2001 году Правительством Российской Федерации был упразднен целевой бюджетный фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы. Финансирование воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ) нефтегазового комплекса до этого осуществлялось из федерального бюджета в объемах 50-60 млрд. руб. в год.
Кроме того, проводимая с 2001 года реформа налогообложения не только не усилила, а наоборот ослабила рентный характер бюджетно-налоговой системы. Были отменены плата за недра, отчисления на ВМСБ, платежи за загрязнение окружающей среды. Роль рентных платежей, взимаемых государством-собственником природных ресурсов, еще более снизилась и фактически сведена к нулю. Вместо рентных платежей был введен единый налог на добычу полезных ископаемых, не дифференцированный по месторождениям. При этом природная рента - сверхприбыль, получаемая нефтяными компаниями благодаря уникальным свойствам месторождений полезных ископаемых, остается у недропользователей, хотя собственником недр является государство.
С отменой ставок на воспроизводство минерально-сырьевой базы объемы геологоразведочных работ в основных нефтедобывающих регионах России упали в 1,5-1,8 раза, что привело к существенному падению прироста промышленных запасов нефти с газовым конденсатом. Так, если в 2001 году общий объем финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ на территории Российской Федерации составлял 46198,4 млн. рублей, то в 2002 году он сократился на 31,2% и составил 31766,2 млн. рублей.
Финансирование работ поискового бурения в нефтяной отрасли уменьшилось за последний год в 1,92 раза - с 23347,7 млн. рублей в 2001 году до 12145,1 млн. рублей в 2002 году. Объемы финансирования разведочного бурения сократились в 1,3 раза - соответственно с 6138,6 млн. рублей до 4711,8 млн. рублей.
Таким образом, и в 2002 году продолжает ухудшаться сырьевая база добывающих отраслей, как в количественном (сокращение объема запасов), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношениях, что связано со спадом геологоразведочных работ. Следует учитывать, что часть запасов нефти была приращена в 2002 году за счет работ, профинансированных в 2001 году из средств ВМСБ. То есть прирост запасов, сформированный за счет средств предприятий -недропользователей, будет виден только по результатам геологоразведочных работ 2003 года.
Основной прирост запасов нефти и газа в 2002 году, как и в предыдущие годы, получен по открытым ранее месторождениям.
Оценивая потребности страны в разведанных запасах, степень восполнения сырьевой базы и возможные уровни добычи нефти на перспективу, необходимо иметь в виду сложившуюся тенденцию ухудшения качественной структуры разведанных запасов. Это происходит, в частности, вследствие возрастания в них доли трудноизвлекаемых запасов.
Ресурсный потенциал добывающих субъектов Российской Федерации уже недостаточен для воспроизводства экономически эффективных в разработке запасов.
Результаты проведенных Счетной палатой Российской Федерации проверок нефтяных компаний ОАО `НК `Роснефть`, ОАО `НК `ЛУКОЙЛ`, ОАО `НГК `Славнефть` подтверждают выводы, что основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и их консервации - низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию убыточной для нефтяных компаний.
Необходимо совершенствование действующего российского законодательства и, в первую очередь, системы налогообложения нефтедобывающей отрасли, которая ориентирована на налогообложение высокодебитных месторождений и не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин и роста обводненности.
Для преодоления сложившейся ситуации Счетная палата Российской Федерации считает целесообразным рекомендовать Правительству Российской Федерации разработать единый пакет соподчиненных законодательных и нормативных актов, обеспечивающих:
- гибкое (стимулирующее) налогообложение в части эксплуатации истощенных запасов, ввод в разработку трудноизвлекаемых запасов с помощью новых технологий;
- ввод в эксплуатацию бездействующих, законсервированных и контрольных скважин;
- применение методов повышения нефтеотдачи пластов.
Разработка и принятие федерального закона `О налоговом режиме добычи нефти из низкопродуктивных участков недр` позволит стимулировать развитие нефтедобывающей отрасли. Если не ввести льготы по налогам для низкорентабельных месторождений, то можно ожидать, что не менее чем на трети действующих месторождений добыча нефти может прекратиться, при этом пополнится и так достаточно высокий объем `замороженных` месторождений, который может возрасти до 50% от распределенного фонда участков недр.
Необходимо приступить к практической реализации системы рентных платежей, которая наиболее полно учитывала бы геолого-экономические особенности месторождений. Механизм изъятия природной ренты должен предусматривать дифференциацию поступлений в бюджет в зависимости от уровня рентабельности разрабатываемого пользователем недр конкретного месторождения.
Проверки в МПР России, Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком и Ненецком автономных округах, Архангельской, Магаданской и Сахалинской областях показали, что МПР России, выдавая лицензии на разработку месторождений, практически устранилось от контроля, за их выполнением и управлением государственным фондом недр.
Отсутствует должный финансовый контроль поступления в федеральный бюджет средств, полученных от проведения конкурсов (аукционов) на право пользования недрами.
Так, МПР России, администрацией Омской области и ОАО `Сибнефть` в нарушение Закона `О внесении изменений и дополнений в Закон Российской Федерации `О недрах` в лицензионном соглашении об условиях пользования недрами по Крапивинскому месторождению нефти не был предусмотрен разовый платеж за добычу полезных ископаемых.
Были выявлены основные виды нарушений Закона `О недрах`. Так, имело место 10556 нарушений норм и правил ведения геологоразведочных работ и эксплуатации недр, в том числе: самовольное (безлицензионное) пользование недрами - 27 случаев; несвоевременное внесение в госбюджет платежей за пользование недрами и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы - 1627; нарушение стандартов (норм и правил) в области геологического изучения, использования и охраны недр - 5402 случаев.
В 2001 и 2002 годах не соблюдались условия лицензионных соглашений на участках недр и месторождений, находящихся в субъектах Российской Федерации, нефтяными компаниями `ЮКОС`, `ЛУКОЙЛ`, `Роснефть`, `Сибнефть` и `СИДАНКО`.
Почти все нефтяные компании не выдерживали сроки по пересчету запасов углеводородного сырья и обновлению проектной и технологической документации, оговоренных в лицензионных соглашениях.
Для изменения сложившейся ситуации с состоянием минерально-сырьевой базы в нефтегазовом комплексе страны было бы целесообразно:
- усилить полномочия и ответственность органов, отвечающих за количественную и качественную оценку запасов углеводородного сырья при постановке их на государственный баланс;
- усилить контроль государственных органов за выполнением основных условий лицензий на пользование недрами, использования новейших технологий, повышения коэффициента нефтеотдачи;
- создать законодательную базу в области недропользования в части стимулирования эффективного выполнения геологоразведочных работ за счет собственных средств;
- создать благоприятные условия для привлечения инвестиций, направленных на повышение извлекаемого потенциала ресурсов нефти из разрабатываемых месторождений, и снижения издержек производства при добыче нефтяного сырья;
- законодательно закрепить штрафные санкции за невыполнение сроков и объемов работ, определенных в лицензионных соглашениях.
2. Инвестиционная политика
в топливно-энергетическом комплексе
Основной проблемой развития нефтяного комплекса остается недостаточный объем инвестиций. Так, если в 1975 - 1985 годах Советский Союз ежегодно вкладывал в развитие нефтяной промышленности 16-20 млрд. долларов США, то в 1990 - 1995 годах этот показатель снизился до 5-9 млрд. долларов США.
Объем инвестиций в 1990 году со 112 млрд. рублей сократился до 33,1 млрд. рублей в 1999 году, или в 3 раза. Основные фонды нефтяного комплекса имеют высокую степень износа, амортизировано более чем 50% оборудования в нефтедобыче, а в нефтепереработке этот показатель превышает 80%, что чревато угрозой техногенных катастроф. Более 50% магистральных нефтепроводов эксплуатируются свыше 25 лет при нормативе 30 лет.
Деградация основных фондов предприятий отрасли существенно влияет на темпы ввода новых месторождений нефти. Это вызвано тем, что разведочное бурение и обустройство новых нефтяных месторождений являются весьма капиталоемкими операциями. Так, разработка одного месторождения с запасами нефти от 100 до 300 млн. тонн требует инвестиций в размере 2-3 млрд. долларов США, с длительным циклом окупаемости - от 5 до 7 лет.
Основным источником инвестиций в нефтяном комплексе продолжают оставаться собственные средства. Их доля, включая заемные средства, доходит до 90%, из которых более 3/4 приходится на амортизацию и 1/8 часть - на прибыль. Кредиты банков по международным кредитным соглашениям - менее 2% от общего объема инвестиций. Низкий уровень иностранных инвестиций свидетельствует о непривлекательности российского инвестиционного климата. Инвестиционную ситуацию в российском нефтяном комплексе в 90-х годах можно считать кризисной.
Федеральная целевая программа `Топливо и энергия`, утвержденная Правительством Российской Федерации на 1996-2000 годы, имеет крайне низкий уровень выполнения программных заданий (на уровне 20-30%). Суммарные фактические затраты за 1996-2000 годы по 19 подпрограммам составили 410 млрд. рублей в ценах 2000 года, или 21% от предусмотренных объемов инвестиций.
Финансирование федеральной целевой программы `Топливо и энергия` за данный период распределилось следующим образом: из федерального бюджета - 3,4%, из бюджетов субъектов федерации - 3,3%, из внебюджетных источников - 93,1% и по кредитам банков - 0,27%.
Эффективность выполнения Программы оказалась гораздо ниже ожидаемой, она не стала основным механизмом реализации энергетической стратегии России.
Важной составляющей Программы является подпрограмма `Стабилизация нефтедобывающей промышленности и нефтегазостроительного комплекса`. Она была ориентирована на стабилизацию уровня добычи нефти, восполнение минерально-сырьевой базы, освоение новых нефтяных месторождений и внедрение передовых технологических процессов добычи нефти и бурения скважин. Фактически на ее реализацию было израсходовано 381,5 млрд. рублей, или 58,8 % от предусмотренных затрат. Эксплуатационное бурение нефтяных скважин (за 1996-2000 годы) выполнено в объеме 29,4 млн. метров - на 39,3% при задании 74,8 млн. метров, предусмотренном подпрограммой. Введено 13817 новых нефтяных скважин - только 48% от предусмотренного подпрограммой.
Правительство Российской Федерации не выполняет единую стратегию модернизации и технического перевооружения отечественной нефтеперерабатывающей отрасли. Так, подпрограмма `Реконструкция и модернизация предприятий нефтеперерабатывающей промышленности`, направленная на повышение глубины переработки нефтяного сырья с 62% до 75%, улучшение качества вырабатываемых нефтепродуктов, снижение загрязнения окружающей среды, повышение эффективности энергопотребления, также не выполнена. Финансирование подпрограммы (за 1996-2000 годы) осуществлено в объеме 68249,2 млн. рублей (31,8%).
Затраты за счет финансирования из средств бюджетов субъектов федерации составили 959,5 млн. рублей (1,4%), внебюджетных источников - 67289,7 млн. рублей (31,8%). Из предусмотренных 38 новых установок нефтепереработки введено только 8.
Выполнение подпрограммы `Реконструкция и модернизация предприятий нефтеперерабатывающей промышленности` в полном объеме позволило бы существенно изменить качество нефтепродуктов, повысить эффективность их экспорта, снизив при этом долю отгрузки нефти на экспорт, дополнительно переработать более 70 млн. тонн нефтяного сырья и на 5-6 млрд. рублей (расчетно) увеличить доходы федерального бюджета.
Рост мировых цен на нефть в 2001-2002 годах оказал позитивное влияние на финансовое состояние большинства нефтяных компаний, что позволило им приступить к осуществлению инвестиционных проектов.
В 2002 году (по оперативным данным Минэнерго России) объем инвестиций в основной капитал за счет всех источников финансирования в отраслях топливно-энергетического комплекса достиг 481,1 млрд. рублей и составляет 29% всех капитальных вложений по России (1660,5 млрд. рублей), или 91,4% в сопоставимых ценах к уровню 2001 года.
Существенные изменения в инвестиционной политике произошли в энергетической отрасли. Инвестиционная программа электроэнергетики на 2002 год предусматривала финансирование в размере 88,15 млрд. рублей и включала инвестиции по РАО `ЕЭС России` в объеме 22,7 млрд. рублей, инвестиционные программы АО-электростанций - 3,4 млрд. рублей, средства АО-энерго - 37,7 млрд. рублей, инвестиционные программы независимых АО - энерго - 3,95 млрд. рублей и концерна `Росэнергоатом` - 20,4 млрд. рублей. Оперативное исполнение инвестиционной программы ожидается в объеме 80,8 млрд. рублей.
Введено в эксплуатацию 37 агрегатов генерирующих мощностей на 640,4 МВт, в том числе на Зеленчукской ГЭС (80 МВт), Мутновской ГеоТЭС (50 МВт). Выполнена программа по вводу в действие 5 котлов общей мощностью 2060 тонн пара в час и 1 водогрейного котла на 180 Гкал в час, агрегата мощностью 400 кВт на малой ГЭС на р. Кайре в Республике Алтай. Продолжается строительство объектов электроэнергетики, крупнейшими из которых являются Бурейская ГЭС, Усть-Среднеканская ГЭС, Харанорская ГЭС, Калининградская ТЭЦ-2. Завершено строительство второго участка газопровода Средневилюйское газоконденсатное месторождение - Мастах-Берге-Якутск протяженностью 57,1 км в Республике Саха (Якутия).
В 2002 году рост освоения капитальных вложений наблюдался в нефтяных компаниях ОАО `НК `Роснефть` - 177,8% к 2001 году, ОАО `НК `ЮКОС` - 114,6%, ОАО `НК `Сибнефть` - 113,4%. Наибольшее снижение объемов инвестиций в основной капитал произошло в нефтяных компаниях ОАО `Тюменская НК` и ОАО `Татнефть` (47,1% и 50,9% к уровню 2001 года).
Концентрация усилий на пусковых стройках позволила ввести в действие ряд важных производственных мощностей.
В нефтедобыче обустроено и введено в эксплуатацию 57 нефтегазовых месторождений и участков, обеспечен ввод в действие 3764 новых нефтяных скважин. В нефтеперерабатывающей отрасли введены в эксплуатацию установки по первичной переработке нефти на Комсомольском НПЗ мощностью 2 млн. тонн в год и на НПЗ `Нижегороднефтеоргсинтез` - 200 тыс. тонн в год, а также другие мощности на 5 нефтеперерабатывающих заводах, что позволит повысить качество и увеличить количество производимых нефтепродуктов, улучшить экологическую обстановку.
В газовой отрасли капитальные вложения в 2002 году возросли до 155,6 млрд. рублей, против 120,5 млрд. рублей в 2001 году (рост - 129%). В промышленное строительство капитальные вложения составили 151,2 млрд. рублей, или 97% общего объема капитальных вложений.
Введено в действие 818 км магистральных газопроводов, семь компрессорных скважин, подключено 149 эксплуатационных газовых скважин. Однако следует отметить, что объемы инвестиций в основной капитал (в сопоставимых ценах) в 2002 году снизились во всех отраслях топливно-энергетического комплекса и составили по нефтяной промышленности - 79% от уровня 2001 года, нефтепереработке - 82,6%, газовой промышленности - 92,7%, электроэнергетике - 97,5%. Кроме того, инвестиции в основной капитал в отраслях ТЭК (в сопоставимых ценах) остаются ниже уровня 1991 года и составляют лишь 47,7%. Поэтому первостепенными задачами инвестиционной сферы является увеличение инвестиционного потенциала предприятий ТЭК и доведение объемов инвестиций до уровня, достаточного для активного обновления физически и морально изношенных основных фондов.
Главная задача Правительства Российской Федерации - формирование благоприятного инвестиционного климата по выполнению в полном объеме федеральной целевой программы `Энергоэффективная экономика` на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 года.
3. Основные финансово-экономические показатели
развития ТЭК
Рост мировой цены на нефть в 2001-2002 годах, которая не опускалась ниже 22 - 25 долларов США за баррель и даже доходила до 30 долларов США, позволил нефтяным компаниям получить существенные доходы и направить их на развитие отрасли.
Объем выпуска промышленной продукции в 2002 году в целом по России достиг 6219,9 млрд. рублей, в том числе доля ТЭК - 25,8% (1606,0 млрд. рублей).
Добыча нефти
Добыча нефти с нестабильным газовым конденсатом в 2002 году достигла рекордной за последнее десятилетие цифры - 380,0 млн. тонн, прирост к уровню 2001 года - 31,8 млн. тонн (8,8%).
Наибольший прирост добычи нефти обеспечили нефтяные компании ОАО `НК `ЮКОС` - 8,1 млн. тонн (19,2% к уровню 2001 года), ОАО `НК `Сибнефть` - 4,1 млн. тонн (27,4%), ОАО `НК `Сургутнефтегаз` - 5,2 млн. тонн (11,8%) и ОАО `Тюменская НК` - 2,5 млн. тонн (8,2%).
Объем добычи нефти крупными нефтяными компаниями:
ОАО `НК `ЛУКОЙЛ` - 75,3 млн. тонн (19,8% от общего объема добычи в стране, 74,1 млн. тонн в 2001 году);
ОАО `НК `ЮКОС` - 64,8 млн. тонн (соответственно 17,1% и 53,7 млн. тонн);
ОАО `НК `Сургутнефтегаз` - 49,2 млн. тонн (12,9% и 44,0 млн. тонн);
ОАО `Тюменская НК` - 37,5 млн. тонн (9,9% и 35,0 млн. тонн);
ОАО `Татнефть` - 24,6 млн. тонн (6,5% и 24,6 млн. тонн);
ОАО `НК `Сибнефть` - 24,4 млн. тонн (6,4% и 20,3 млн. тонн);
ОАО `НК `Роснефть` - 16,1 млн. тонн (4,2% и 13,6 млн. тонн);
ОАО `НГК `Славнефть` - 14,6 млн. тонн (3,8% и 13,6 млн. тонн).
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин по России (на 01.01.03 г.) составил 154303 ед., что на 757 ед. больше, чем в 2001 году. Однако продуктивный фонд скважин сократился на 2538 ед. (2,1%) и составил 118185 единиц. Неработающий фонд скважин увеличился на 3295 ед. (10,0 %) и достиг 36118 ед., что составляет 23,4% от эксплуатационного фонда.
В 2002 году объем эксплуатационного бурения уменьшился на 1164 тыс. м и составил 8321 тыс. м, что на 16,7% меньше объема 2001 года. Введено в эксплуатацию 3754 ед. новых скважин, по нефтяным компаниям - 3197 скважин, что на 635 ед. меньше, чем в 2001 году (16,6%). Следует отметить, что по отдельным нефтяным компаниям в последние годы наметилась негативная тенденция интенсивной выработки наиболее активной части запасов нефти. Так, по ОАО `НК `ЮКОС` при фонде скважин ниже проектного получен наибольший прирост добычи нефти, при этом ввод новых скважин был ниже запроектированных показателей, соответственно была меньше и проходка в эксплуатационном бурении, что дает ощутимую экономию на затратах. Похожая ситуация наблюдалась и в ОАО `НК `Сибнефть`.
Продолжает ухудшаться качественная структура запасов углеводородов. Запасы высокодебитных месторождений в значительной степени выработаны. Крупные месторождения с начальными извлекаемыми запасами более 100 млн. тонн, обеспечивающие около 57% годовой добычи нефти по России, выработаны на 56% и более, и добыча нефти из них неуклонно снижается.
В 2002 году введено в разработку 28 новых месторождений, добыча нефти из которых составила 514 тыс. тонн. В 2001 году введено в разработку 49 месторождений, на них было добыто 541 тыс. тонн нефти.
Нефтеперерабатывающая промышленность
В состав нефтяного комплекса России входят 25 нефтеперерабатывающих заводов суммарной мощностью по первичной переработке 258,3 млн. тонн нефти в год и 6 заводов по производству смазочных материалов.
Объем нефтепереработки в 2002 году вырос на 6,6 млн. тонн (3,3%) и составил 185,0 млн. тонн. Производство автобензина увеличилось на 1,4 млн. тонн (4,9%) и достигло 28,9 млн. тонн, дизельного топлива - на 2,1 млн. тонн (4,7%) и выработано около 52,5 млн. тонн, топочного мазута - на 3,5 млн. тонн (5,7%) и составило 56,7 млн. тонн. Доля светлых нефтепродуктов в объеме производства занимает 60,6%.
Увеличили объемы переработки нефти нефтяные компании `ЛУКОЙЛ` - на 15,2%, `ЮКОС` - 7,1%, `Роснефть` - на 8,3%, `СИДАНКО` - 22,0%. Снижены объемы переработки нефти в нефтяных компаниях `ТНК` - до 97,7% к 2001 года, `Сургутнефтегаз` - 91,3%, `Башнефть` - 95,6%.
Среднеотраслевая загрузка мощностей по первичной переработке нефти остается низкой - 67,1%.
Среди нефтяных компаний высокие показатели по загрузке мощностей имеют ОАО `НК `Роснефть` - 83,9%, ОАО `НГК `Славнефть` - 81%, ОАО `НК `ЛУКОЙЛ` - 76,5%. Самые низкие показатели загрузки мощностей имеют ОАО `СИДАНКО` - 62,5%, ОАО `ТНК` - 53,6%, ОАО `НК `ЮКОС` - 58,8%, ОАО `Башнефть` - 60,6%. Недозагрузка мощностей НПЗ увеличивает и без того высокие издержки переработки нефти.
Среднеотраслевая глубина переработки нефти в 2002 году составила 69,2%, что ниже уровня 2001 года (71%) и существенно ниже, чем на нефтеперерабатывающих заводах США (85% - 90%).
Растущий спрос на автобензин высокооктановых марок (АИ-92 и выше) был обеспечен в 2002 году увеличением его производства на 1,3 млн. тонн (10,1%) и доведением доли в общем объеме до 49,3%.
На НПЗ ближнего зарубежья поставлено 35,4 млн. тонн нефти, в том числе российской - 33,1 млн. тонн. На НПЗ Украины - 18,7 млн. тонн (российские ресурсы - 16,4 млн. тонн), НПЗ Беларуси - 13,9 млн. тонн, НПЗ Казахстана - 2,7 млн. тонн. В дальнее зарубежье поставлено 156,6 млн. тонн, в том числе российские ресурсы - 137,9 млн. тонн.
Поставка основных нефтепродуктов потребителям Российской Федерации в 2002 году составила 77,3 млн. тонн (97,5% к уровню 2001 года), в том числе автобензина - 25,8 млн. тонн (110,3%), дизтоплива - 26,8 млн. тонн (97,6%), топочного мазута - 24,7 млн. тонн (86,9%).
Поставка основных нефтепродуктов федеральным потребителям осуществлялась в соответствии с утвержденными объемами, лимитами и заключенными договорами.
МПС России отгружено дизтоплива 2969,3 тыс. тонн (94,2% к факту 2001 года) и топочного мазута - 992,7 тыс. тонн (116%).
Предприятиями сельского хозяйства Минсельхоза России закуплено 1950 тыс. тонн автобензина и 5280 тыс. тонн дизтоплива (соответственно 102% и 103% к уровню 2001 года).
РАО `ЕЭС России`, при потребности в топочном мазуте в объеме 10600 тыс. тонн, нефтяными компаниями отгружено 5497,6 тыс. тонн (88,7% от заключенных договоров и 79,7% к 2001 году).
Следует отметить, что в нефтеперерабатывающем комплексе на достаточно высоком уровне (около 95% от общего объема переработки нефтяного сырья) закрепились давальческие схемы взаимоотношений с поставщиками сырья, при которых НПЗ, не являясь владельцами нефти и выпускаемой продукции, получают оплату за услуги по переработке нефти (`процессингу`). Среднеотраслевая цена процессинга в 2002 году находилась в пределах 376,9 - 427,5 руб./т.
В сегодняшней структуре экспорта российских товаров удельный вес топливно-сырьевой группы достигает 56%, из которых почти половина (более 25%) приходится на сырую нефть, что свидетельствует о дальнейшем сужении экспортной специализации России. Сложившаяся структура экспорта отражает не только неэффективный механизм регулирования внешнеэкономической деятельности, но и, главное, в достаточной степени отсталую внутриотраслевую структуру ТЭК, а в конечном итоге - и всей экономики России. Так, объем нефтедобычи на период до 2010 года планируется увеличить до 50%, в то же время по нефтепереработке, находящейся на весьма низком уровне, к 2010 году прирост объема составит только 4%, а по глубине переработки - менее 4%, т.е. качество нефтепродуктов останется на уровне 70-80 годов прошлого столетия.
Отставание производственного потенциала ТЭК от мирового научно-технического уровня (особенно в нефтепереработке) ведет к снижению экономических показателей производства энергоносителей и соответственно конкурентоспособности ТЭК. Правительству Российской Федерации следует обратить внимание на выполнение заданий федеральной целевой программы `Энергоэффективная экономика` особенно на раздел `Модернизация нефтеперерабатывающей промышленности`, с целью увеличения выпуска экологически чистых нефтепродуктов. Перенос акцента с экспорта сырой нефти на экспорт нефтепродуктов имеет для государства политическое значение и следовательно должен получить государственную поддержку. Проведение данной политики позволит переломить тенденцию опережающего развития сырьевого экспорта, в первую очередь нефтяного, и решающим образом отразится на диверсификации структуры национальной экономики, трансформации ее в экономику высоких технологий.
Газовая отрасль
Добыча природного газа в 2002 году по России составила 594,9 млрд. куб. м (102,4% к факту 2001 года), из которой ОАО `Газпром` добыто 521,9 млрд. куб. м, что на 10 млрд. куб. м (1,9%) выше уровня 2001 года. Впервые за последние пять лет можно констатировать факт прироста добычи газа.
Предприятиями нефтяной промышленности добыто 34,6 млрд. куб. м газа (прирост 0,4 млрд. куб. м, или 1,2%).
Добыча газа независимыми производителями возросла с 31,5 млрд. куб. м в 2001 году до 37,0 млрд. куб. м в 2002 году.
Поставка газа потребителям Российской Федерации в 2002 году составила всего 365,4 млрд. куб. м, что на 1,7 млрд. куб. м (0,5%) больше, чем в 2001 году, в том числе предприятиям электроэнергетики - 141,8 млрд. куб. м.
Коммунально-бытовым потребителям и населению поставлено 73,7 млрд. куб. м газа, или 20,2% от общего объема потребления газа по России.
Поставки газа государствам СНГ и странам Балтии составили 51,8 млрд. куб. м, что на 1,1 млрд. куб. м меньше, чем в 2001 году, из них 42,3 млрд. куб. м поставлено ОАО `Газпром` (на 2,7 млрд. куб. м больше, чем в 2001 году).
Экспорт российского газа в дальнее зарубежье в 2002 году возрос на 1,8 млрд. куб. м и составил 128,7 млрд. куб. м, в том числе поставки ОАО `Газпром` - 128,6 млрд. куб. м (на 1,7 млрд. куб. м больше). Кроме того, осуществлен транзит газа из Средней Азии в страны ближнего и дальнего зарубежья в объеме 37,8 млрд. куб. м, что на 2,7 млрд. куб. м больше, чем в 2001 году.
Суммарная закачка газа в подземные газовые хранилища составила 62,4 млрд. куб. м, в т.ч. по России - 45,7 млрд. куб. м, что позволило обеспечить среднесуточные поставки газа для нормального прохождения текущего зимнего периода.
Следует отметить, что остается высокой доля газа в потреблении топливно-энергетических ресурсов Российской Федерации. В структуре потребления котельно-печного топлива она составляет 72%.
Учитывая имеющиеся сложности с приростом добычи газа, Минэнерго России совместно с ОАО `Газпром` следовало бы разработать рациональный баланс добычи и внутреннего потребления топливно-энергетических ресурсов на перспективу до 2020 года с учетом прогноза развития экономики России.
Электроэнергетика
Производство электроэнергии в 2002 году достигло 892,0 млрд. кВт.ч, что выше, чем в 2001 году, на 0,7 млрд. кВт.ч (0,1%). Производство тепловой энергии снизилось на 49,2 млн. Гкал (3,3%) и составило 1426,9 млн. Гкал.
Основной прирост производства электроэнергии достигнут на атомных и тепловых станциях: на атомных станциях - на 4,7 млрд. кВт.ч (3,4%), тепловых - на 4,4 млрд. кВт.ч (0,8%). Выработка электроэнергии на них составила соответственно 141,6 млрд. кВт.ч и 586,2 млрд. кВт.ч. Доля АЭС в структуре выработки электроэнергии увеличилась в сравнении с 2001 годом с 15,4% до 15,9%, доля ТЭС - возросла с 64,9% до 65,6%.
Общее потребление электроэнергии в России составило 878,3 млрд. кВт.ч (100,3% к уровню 2001 года), а отпуск тепла потребителям - 1380,4 млн. Гкал (96,5% к 2001 году). Снижение потребления энергоресурсов внутри страны позволило увеличить объем экспорта электроэнергии, который в 2002 году составил 18,6 млрд. кВт.ч, что в стоимостном выражении соответствует 261 млн. долларов США.
Запасы топлива на электростанциях РАО `ЕЭС России` по состоянию на 01.01.03 г. составили по углю 17,4 млн. тонн, что выше норматива на 1,3 млн. тонн (8,1%), по мазуту - 2,9 млн. тонн, т.е. на 8 тыс. тонн (0,3%) превышают нормативные. Запасы газа в подземные хранилища газа составили 62,1 млрд. куб. м, что на 0,6 млрд. куб. м выше уровня 2001 года.
Годовая программа ремонта генерирующего оборудования на ТЭС и ГЭС в РАО `ЕЭС России` выполнена на 97%, энергетических котлов - на 98%, водогрейных котлов - на 104%. Вместе с тем следует отметить, что по России за период с ноября 2002 года по март 2003 года имело место около 420 отключений и нарушений в системах электро- и теплоснабжения, в том числе более 100 - наиболее серьезных, приведших к перерывам в электроснабжении. В результате пострадало около 1 млн. человек населения, без тепла осталось около 3500 жилых домов, около 300 объектов социально-бытовой сферы.
Некоторые итоги финансовой деятельности ТЭК
Рост мировых цен на нефть положительно повлиял на поступление валютных средств от энергоресурсов, которые в целом по России в 2002 году (за 10 мес.) достигли 94,6 млрд. долларов США, из них 51,5 млрд. долларов США (54,4%) составляют поступления от отраслей ТЭК России.
Налоговые поступления в бюджетную систему Российской Федерации в целом составили 2324,9 млрд. рублей, из которых 662,6 млрд. рублей (28,5%) (без таможенных пошлин) - налоговые поступления от отраслей топливно-энергетического комплекса, в том числе: нефтедобывающая отрасль - 327,5 млрд. рублей; электроэнергетика - 105,1 млрд. рублей; нефтеперерабатывающая отрасль - 85,98 млрд. рублей; газовая отрасль - 74,4 млрд. рублей. Оценка таможенных платежей и акциза на экспортируемый газ дает дополнительно 260 млрд. рублей поступлений в федеральный бюджет. Распределение налогов и экспортных пошлин от ТЭК по уровням бюджетной системы составило: 693,6 млрд. рублей - в федеральный бюджет; 194,6 млрд. рублей - в региональные бюджеты и 34,7 млрд. рублей - в местные бюджеты.
По видам налогов наибольший вклад дали налоги на добычу полезных ископаемых и платежи за пользование природными ресурсами - 274,3 млрд. рублей (30%), экспортные пошлины - 167,2 млрд. рублей (18%), акцизы - 163,5 млрд. рублей (17,7%), НДС - 134,8 млрд. рублей (15%), налог на прибыль - 92,4% (10%). Доля налогов в добавленной стоимости отраслей ТЭК составила 33,3%, что на 8,2% выше, чем все налоговые поступления в ВВП страны (25,5%).
Задолженность по налоговым платежам ТЭК в 2002 году в бюджетную систему Российской Федерации снизилась на 36,3 млрд. рублей (18,8%) и составила 157,2 млрд. рублей, в том числе по электроэнергетике - 69,6 млрд. рублей (75,2 млрд. рублей в 2001 году); нефтедобывающей отрасли - 14,7 млрд. рублей (19,6 млрд. рублей в 2001 году); нефтеперерабатывающей отрасли - 10,3 млрд. рублей (11,8 млрд. рублей в 2001 году); газовой отрасли - 7,6 млрд. рублей (21,9 млрд. рублей в 2001 году).
Ситуация в финансовой сфере отраслей ТЭК в 2002 году характеризуется последовательным замедлением темпов роста сальдированной прибыли. Предприятия ТЭК (по данным Госкомстата России за 10 месяцев 2002 года) получили положительный сальдированный финансовый результат между прибылью и убытком в сумме 206,9 млрд. рублей, однако он на 28,2% ниже уровня 2001 года (287,9 млрд. рублей).
Снижение сальдированного результата наблюдается в нефтедобывающей промышленности на 51,1% - с 192,2 млрд. рублей в 2001 году до 94,0 млрд. рублей в 2002 году. В нефтеперерабатывающей промышленности снижение на 25,3% - с 20,5 млрд. рублей в 2001 году до 15,3 млрд. рублей в 2002 году. В газовой отрасли сальдированный результат вырос в 5,7 раза (с 7,6 млрд. рублей в 2001 году до 43,0 млрд. рублей в 2002 году).
Доля убыточных предприятий ТЭК возросла в течение 2002 года с 45,6% до 53,4%. Убыточной отраслью являются угольная - 2,8 млрд. рублей.
Наименьшая доля убыточных предприятий наблюдается в нефтеперерабатывающей отрасли (23,9%).
В течение 2002 года происходило улучшение структуры расчетов за отгруженную продукцию. Доля оплаченной продукции в объеме отгруженной продукции ТЭК составила 92%, в том числе в электроэнергетике - 95%, нефтяной - 91%, газовой - 92%.
В 2002 году в отраслях ТЭК наблюдается рост дебиторской задолженности с 637,2 млрд. рублей (на 01.01.02 г.) до 685,0 млрд. рублей (на 01.11.02 г.) и кредиторской задолженности с 840,8 млрд. рублей до 942,3 млрд. рублей соответственно.
Среди отраслей ТЭК улучшилось состояние расчетов в электроэнергетике и газовой отраслях. Дебиторская задолженность РАО `ЕЭС России` снизилась на 23,3 млрд. рублей (11,3%) и составила 206,6 млрд. рублей. Просроченная дебиторская задолженность снизилась на 10,4% и составила 130,8 млрд. рублей.
Кредиторская задолженность РАО `ЕЭС России` снизилась на 32,9 млрд. рублей (14,5%) и составила 226,2 млрд. рублей. Просроченная кредиторская задолженность снизилась на 25,1% и составила 112,8 млрд. рублей. Дебиторская задолженность потребителей перед РАО `ЕЭС России` снизилась на 12,3 млрд. рублей (13,4%) и составляла 79,5 млрд. рублей. В структуре задолженности за потребленные топливно-энергетические ресурсы наиболее высока доля предприятий жилищно-коммунального хозяйства и населения - 51,3 млрд. рублей.
Накопленная задолженность энергетиков за поставленное топливо в 2002 году снизилась на 3,1 млрд. рублей и составила 20,4 млрд. рублей, в том числе по топочному мазуту - 9,6 млрд. рублей, углю - 5,2 млрд. рублей, газу - 5,6 млрд. рублей.
Кредиторская задолженность ОАО `Газпром` снизилась на 4,9 млрд. рублей и на 01.01.03 г. составила 181,4 млрд. рублей.
Долг потребителей за поставленный газ в 2002 году сократился на 5 млрд. рублей и на 1 января 2003 года составил 38,6 млрд. рублей. Основными неплательщиками остаются организации коммунально-бытового хозяйства (долг 5,9 млрд. рублей) и население (долг 13,8 млрд. рублей).
В 2002 году выручка ОАО `Газпром` от продажи продукции и услуг составила 602,1 млрд. рублей (без НДС и акцизов), увеличившись на 127,6 млн. рублей по сравнению с 2001 годом. В то же время в связи со снижением экспортных цен на газ прибыль от продаж в 2002 году снизилась на 63 млрд. рублей и составила 101,9 млрд. рублей. Чистая прибыль сократилась на 18,4 млрд. рублей и составила 53,5 млрд. рублей.
В остальных отраслях ТЭК наблюдается рост дебиторской и кредиторской задолженности.
В 2002 году в целом по ТЭК дебиторская задолженность покупателей (437,0 млрд. рублей) в 2002 году превысила кредиторскую задолженность поставщикам на 62,5 млрд. рублей и составила 374,5 млрд. рублей, что свидетельствует о сохранении за топливно-энергетическим комплексом статуса кредитора российской экономики.
4. Ценовая и тарифная политика
в топливно-энергетическом комплексе
В настоящее время регулирование цен и тарифов в России не осуществляется в рамках единой системы. Имеет место дезорганизация, дробление сфер регулирования, отсутствие единой законодательной и нормативной базы, информационной инфраструктуры.
Отсутствие единого федерального органа исполнительной власти, определяющего государственную политику в ТЭК, приводит к тому, что Минэнерго России, Минэкономразвития России, МПС России, МАП России и МПР России действуют зачастую разрознено, принимая ведомственные решения, в ряде случаев противоречащие друг другу.
Несогласованность подходов к ценообразованию в различных отраслях российской экономики (нефтегазовый сектор, электроэнергетика, угольная промышленность, транспорт и др.) приводит к тому, что установлением цен и тарифов занимаются несколько ведомств. Только на федеральном уровне - это ФЭК России, МАП России, Минэкономразвития России, МПС России, Минтранс России. В субъектах Российской Федерации кроме региональных энергетических комиссий регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию осуществляют еще инспекции по ценам, департаменты цен администраций субъектов Федерации. Все это свидетельствует о том, что само ценовое (тарифное) регулирование не выстроено в единую систему.
Деформация ценовых соотношений на взаимосвязанные энергоресурсы в 2002 году привела к тому, что сводный индекс цен производителей промышленной продукции отраслей ТЭК за 11 месяцев 2002 года составил 128,48% и был выше среднего показателя по промышленности России - 117,34%, против соответственно 114,2% и 110,44% за аналогичный период 2001 года.
В электроэнергетике сводный индекс цен в ноябре 2002 года по отношению к декабрю 2001 года составил 126,73%, в топливной промышленности - 130,13%. При этом в нефтедобывающей промышленности он составил 132,31%, в нефтепереработке - 127,22%, в газовой отрасли - 132,37% и угольной - 108,68%.
Регулируемые государством цены и тарифы на продукцию естественных монополий (электроэнергия, газ) в 2002 году были повышены дважды.
Цены на газ были повышены с 15 февраля 2002 года на 20% для промышленных потребителей и населения, а еще на 15% с 1 июля - для промышленных потребителей и с 1 августа 2002 года - для населения.
Средняя цена производителей угля с декабря 2001 года по ноябрь 2002 года выросла на 11,8%, в том числе энергетического каменного угля - на 9,0%, бурого - на 16,8%.
В электроэнергетике абонентная плата за услуги РАО `ЕЭС России` по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России с января 2002 года повышена на 20,2%, с 1 июня 2002 года - на 20,7%.
Тарифы на электроэнергию, отпускаемую с федерального (общероссийского) оптового рынка энергии и (мощности) (ФОРЭМ), были повышены с 1 марта на 20%, с 1 июля 2002 года - еще на 2,4%.
Тарифы на тепловую энергию увеличились в 2002 году на 32,7%. Тарифы для конечных потребителей, устанавливаемые региональными энергетическими комиссиями, в 2002 году увеличились на 27,3%. Следует отметить, что темпы роста цен (тарифов) на газ и электроэнергию в 2002 году были выше уровня инфляции (15,1%).
В соответствии с протоколом заседания Правительства Российской Федерации от 11.12.02 г. No 46 на 2003 год установлены предельные уровни повышения цен и тарифов на продукцию естественных монополий (декабрь 2003 года в сравнении с декабрем 2002 года):
- по ценам на газ - на 20%;
- по тарифам на электроэнергию для потребителей - на 14%;
- по тарифам на железнодорожные перевозки грузов - на 12%.
В целях защиты интересов потребителей от ценовой дискриминации естественных монополий необходимо сохранить систему государственного регулирования тарифов на энергоресурсы на оптовом и потребительском рынках.
Восстановление единой системы государственного регулирования цен (тарифов) на базе законопроекта `Об основах ценовой политики Российской Федерации` позволит более целенаправленно и эффективно осуществлять государственную экономическую политику, разделить регулируемые и нерегулируемые секторы товарных рынков, обеспечить их большую предсказуемость и управляемость экономических процессов и в конечном итоге создать необходимые условия стабильного экономического роста и станет решающим фактором реализации энергетической стратегии России.
Наиболее острая современная проблема электроэнергетики России в тарифной политике связана с высокой степенью износа основных фондов, которая составляет 51,6% при среднем по промышленности - 51,3%. Парк генерирующего оборудования в значительной степени изношен и морально устарел (отработало свой ресурс 34,2 млн. кВт турбинного оборудования электростанций и 11,9 ГВт - на тепловых электростанциях). В целом это составляет 16% установленной мощности. Потребность привлечения инвестиций в отрасль стоит особенно остро.
Установленная мощность электростанций России (214 тыс.МВт) в настоящее время достаточна для покрытия текущего спроса на электроэнергию. Однако налицо факт быстрого старения и выбытия мощностей.
Ежегодный ввод мощностей сократился с 1991 года по 1999 год в 5 раз (с 4 млн. кВт до 0,8 млн.кВт). Объем инвестиций за эти годы снизился с 6,3 млрд. рублей (в ценах 1991 г.) до 1,7 млрд. рублей. В результате парк генерирующих мощностей со сроком эксплуатации более 20 лет составил 2/3 от общей установленной мощности. Учитывая, что ресурс генерирующих станций составляет 30-40 лет, российская электроэнергетика при отсутствии масштабных инвестиций столкнется не только с проблемой неэффективности, но и с проблемой значительного сокращения доступной мощности уже в ближайшем будущем.
При сохранении существующих объемов инвестиций и темпов модернизации энергообъектов РАО `ЕЭС России` выбытие мощностей к 2010 году достигнет 50 тыс. МВт. Стоимость затрат на ремонт и поддержание функционирования изношенного оборудования приближается к объему инвестиций в новое строительство.
Высокая степень износа основных производственных фондов и растущая потребность в инвестициях, необходимых для удовлетворения спроса на электроэнергию, может привести к скачку цен (тарифов), что отразится на отечественных товаропроизводителях и экономике страны в целом. Прогнозируется, что рост энергопотребления к 2010 году составит 20% - 35%. Потребность в мощностях будет увеличиваться и к 2010 году составит 250 тыс. МВт.
Общая потребность в инвестициях в электроэнергетику России (в 2001-2010 годах) оценивается в 60-65 млрд. долларов США. Следует отметить, что привлеченные средства в источниках финансирования инвестиций в основной капитал в электроэнергетике составляют не более 10% общего объема инвестиций.
Государственное регулирование деятельности РАО `ЕЭС России` на ФОРЭМ по формированию инвестиционной составляющей осуществляется ФЭК России посредством установления экономически обоснованного размера абонентной платы за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России.
Правительство Российской Федерации ежегодно утверждает перечень приоритетных объектов капитального строительства в электроэнергетике, финансируемых за счет целевых инвестиционных средств РАО `ЕЭС России` и концерна `Росэнергоатом`.
Анализ выполнения (освоения) целевых инвестиционных средств за 2000 - 2002 годы показал следующее.
В 2000 году целевые инвестиционные средства в составе абонентной платы РАО `ЕЭС России` были утверждены ФЭК России (постановление от 18.02.00 г. No 8/9) в объеме 5510,0 млн. рублей (без учета финансирования объектов на территории Чеченской Республики). Профинансировано - 5769,0 млн. рублей, освоено - 5529,1 млн. рублей.
В 2001 году целевые инвестиционные средства РАО `ЕЭС России` были утверждены ФЭК России (постановление от 11.04.2001 г. No 22/4) в объеме 9986,9 млн. рублей, профинансировано - 8104,3 млн. рублей, освоено - 11138,8 млн. рублей.
Инвестиционная программа РАО `ЕЭС России` на 2002 год была утверждена постановлением ФЭК России (от 29.12.01 г. No 78/2) и одобрена Правительством Российской Федерации (протокол заседания от 28.02.02 г. No 7) в объеме 22639,7 млн. рублей, в том числе целевые инвестиционные средства - 19420,0 млн. рублей. За счет средств абонентной платы предусмотрено финансирование в размере 16732,0 млн. рублей (84%). Освоение капитальных вложений ожидается в объеме 18600,0 млн. рублей.
Однако РАО `ЕЭС России` в нарушение постановления Правительства Российской Федерации от 03.04.97 г. No 390 `О мерах по совершенствованию порядка формирования инвестиционных ресурсов в электроэнергетике и государственному контролю за их использованием` производит переброски инвестиционных средств с одного объекта строительства на другой, без согласования с ФЭК России.
Средства, поступающие в виде абонентной платы на счета РАО `ЕЭС России`, в первую очередь направляются на финансирование эксплуатационных затрат, и только после 100% их покрытия остаток поступивших средств распределяется по объектам, финансируемым за счет инвестиционной составляющей. Это говорит о бесконтрольном использовании целевых инвестиционных средств руководством РАО `ЕЭС России`.
В части обеспечения гарантий для инвесторов, проведения государственной политики в области развития электроэнергетики необходимо сохранить участие государства во всех сферах регулируемой инвестиционной деятельности.
Правительство Российской Федерации (как основной собственник РАО `ЕЭС России`) должно предусмотреть привлечение инвестиций из различных источников (заемных средств, частных инвестиций, формируемых из средств коммерческих организаций, инвестиционных фондов, страховых фондов и иных средств) во всех сферах деятельности в электроэнергетике, связанных с производством, передачей и распределением электрической энергии.
Проверки показали, что основными причинами роста тарифов на электрическую и тепловую энергию в 2001-2002 годах явились:
- увеличение размера абонентной платы за услуги РАО `ЕЭС России` по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России в 4,12 раза - с 19 руб./тыс. кВт.ч (в 2000 году) до 78,28 руб./тыс. кВт.ч (в 2002 году);
- увеличение стоимости покупной электроэнергии с ФОРЭМ (до 70%);
- увеличение цен на топливо для производства электроэнергии (на 20%-40%).
Следует отметить, что ни в одном из проверенных регионов не было принято решения о понижении тарифов. Можно утверждать, что ни ФЭК России, ни региональные энергетические комиссии тарифы не регулируют, а лишь отслеживают их рост. К тому же решения о пересмотре тарифов на электрическую и тепловую энергию энергетическими комиссиями принимаются без достаточного экономического обоснования. В проверенных регионах имеют место случаи, когда РЭК не контролирует ни цены на топливо, ни соотношение роста заработанной платы и производительности труда в электроэнергетике. Практически во всех проверенных региональных АО-энерго рост заработной платы за 2001-2002 годы опережает рост производительности труда, хотя для этого нет никаких объективных причин. Больше того, в проверенных регионах средняя заработная плата в электроэнергетике выше средней заработной платы по региону в целом и средней заработной платы в промышленности региона.
Во всех проверенных регионах России не выполнены постановления Правительства Российской Федерации от 3 апреля 1997 г. No 389 `О поэтапном прекращении перекрестного субсидирования в отраслях естественных монополий` и от 10 сентября 1999 г. No 1037 `О программе мер по поэтапной отмене льготных тарифов на электрическую и тепловую энергию для организаций агропромышленного комплекса на период до 31декабря 2000 года` в части ликвидации перекрестного субсидирования.
Проблема перекрестного субсидирования продолжает оставаться актуальной, общий объем перекрестного субсидирования в Российской Федерации оценивается в 25-30 млрд. рублей в год, а льготы (по оплате электроэнергии) для населения - 13 млрд. рублей.
Для решения вышеизложенных вопросов необходимо на уровне Правительства Российской Федерации:
- утвердить порядок установления предельных уровней тарифов на электрическую и тепловую энергию, поставляемую потребителям, включающих предельные уровни тарифов для населения, на очередной финансовый год;
- разработать и утвердить программу поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования в России по регионам. Для наиболее незащищенных слоев населения необходимо разработать компенсационный механизм повышения цен на электроэнергию с использованием адресной системы.
Негативное влияние на ценовую политику оказывают корпоративные цены на нефть, нефтепродукты и услуги процессинга, применяемые нефтяными компаниями. Следует отметить, что ОПЕК (организация стран экспортеров нефти) еще в 1970 году прекратила использование внутрикорпоративных цен.
По информации Министерства по налогам и сборам Российской Федерации, применение корпоративных цен не противоречит действующему законодательству и не сказалось на общих налоговых поступлениях в федеральный бюджет. Однако проверки, проведенные Счетной палатой Российской Федерации в нефтяном комплексе России, показали, что применение нефтяными компаниями внутрикорпоративных цен существенно повлияло на формирование налоговых поступлений за ресурсные платежи (ВМСБ и платежи за недра), которые зачислены в бюджеты субъектов Российской Федерации.
В нефтяных компаниях `ЛУКОЙЛ`, `Роснефть`, `Славнефть` и их дочерних предприятиях, как правило, корпоративные цены устанавливаются ниже действующих цен на нефть на внутреннем рынке. Это приводит к снижению прибыли, уровня рентабельности и налогооблагаемой базы нефтедобывающих предприятий. Так, в Ханты-Мансийском автономном округе, где более 55% нефти добывается крупными нефтяными компаниями (ОАО `НК `ЛУКОЙЛ`, ОАО `Сургутнефтегаз`, ОАО `НК `ЮКОС`, ОАО `НГК `Славнефть`, ОАО `Сиданко` и другими) применение внутрикорпоративных цен оказало негативное влияние на поступления в бюджет округа.
Средняя корпоративная цена закупки нефти в 1999 году нефтяной компанией `Славнефть` у дочернего общества ОАО `Славнефть - Мегион` была 576 рублей за тонну при средней себестоимости добычи 1 тонны нефти - 336,04 рубля, в то время как средневзвешенная цена приобретения Компанией нефти на российском рынке - 1803 рубля. Средняя рентабельность товарной нефти, реализованной ОАО `Славнефть - Мегион`, составила 39,0%. В 2000 году средняя корпоративная цена закупки нефти Компанией `Славнефть` составляла 1043 рубля за тонну при средней себестоимости ее добычи - 562,91 рубля и при средневзвешенной цене нефти, закупаемой на российском рынке - 3203 рубля. Средняя рентабельность товарной нефти, реализованной ОАО `Славнефть - Мегион`, в 2000 году составила 68,3%. Применение нефтяной компанией `Славнефть` корпоративных цен на нефть (заниженных по сравнению с ценами внутреннего рынка) в 1999-2000 годах не обеспечило получения достаточной прибыли для осуществления инвестиционной деятельности ОАО `Славнефть - Мегион` по коренной реконструкции и модернизации производства.
Такое же положение дел с применением корпоративных цен имеет место и в других нефтяных компаниях (`Роснефть`, `ЛУКОЙЛ`, `ЮКОС`). Так, ОАО `Юганскнефтегаз` (подразделение ОАО `НК `ЮКОС`) продавало нефть в 2000 году по 1200 рублей за тонну, ОАО `ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь` - по 1260 рублей за тонну. Нефтяная компания ОАО `Сургутнефтегаз` практически не применяет корпоративные цены (покупает нефть у дочерних обществ по цене 2800 рублей за тонну) и в течение последних 3-х лет формирует до 50% и более всех налоговых доходов бюджета Ханты-Мансийского автономного округа.
Только от применения нефтяными компаниями внутрикорпоративных цен потери бюджета Ханты-Мансийского автономного округа за 1998, 1999 и 2000 годы составили 158,1 млн. рублей, 4,8 млрд. рублей и 26,9 млрд. рублей соответственно.
Результаты тематической проверки правильности исчисления, полноты и своевременности уплаты налоговых и других обязательных платежей в федеральный бюджет, соблюдения установленного порядка возмещения предприятиям налога на добавленную стоимость при реализации товаров (работ, услуг) на экспорт за 2000-2001 годы ОАО `НК `Роснефть` и показали следующее.
Нефтяная компания `Роснефть` применяла в своей деятельности внутрикорпоративные цены и закупала нефть у своих дочерних добывающих предприятий также по корпоративным ценам, что негативно сказалось на объеме исчисленных платежей, значительно снижая их. Так, доля налога на право пользования недрами, причитающаяся федеральному бюджету, по ОАО `Роснефть - Пурнефтегаз` снижена в 2000 году с 711,0 млн. рублей до 149,0 млн. рублей, в 2001 году - с 690,0 млн. рублей до 174,0 млн. рублей. Потери федерального бюджета за указанный период составили 1078,0 млн. рублей (расчетно), суммы потерь по отчислениям на воспроизводство минерально-сырьевой базы - в аналогичных объемах.
ОАО `НК `Роснефть` поставило администрации Ямало-Ненецкого автономного округа нефть в объеме 134 тыс. тонн по корпоративным ценам. В качестве оплаты за поставленную нефть администрация округа предоставила налоговые освобождения Компании на сумму 160,0 млн. рублей, что является нарушением статьи 45 части первой Налогового кодекса Российской Федерации.
Передача ОАО `НК `Роснефть` в безвозмездное пользование основных производственных фондов представительству, открытому в 2000 году в Ямало-Ненецком автономном округе, на сумму 11829,0 млн. рублей, численность которого всего два человека, при фактическом пользовании этими средствами ОАО `Роснефть-Пурнефтегаз` (дочернее предприятие), позволили Компании перераспределять сумму исчисленного налога на прибыль в пользу этого округа, но в ущерб другим регионам. Только за 2000-2001 годы в бюджет Ямало-Ненецкого автономного округа Компанией было дополнительно начислено и внесено налога на прибыль 1263,0 млн. рублей.
ОАО `НК `Роснефть` в 2001 году передало в безвозмездное пользование своим дочерним предприятиям основные средства на сумму 8301,1 млн. рублей. Отсутствие в налоговом законодательстве в части налога на прибыль (как до, так и после принятия 25 главы Налогового кодекса Российской Федерации `Налог на прибыль организаций`) положения об обложении налогом операций по передаче основных средств в безвозмездное пользование позволило ОАО `НК `Роснефть` в 2000-2001 годах не платить налог на прибыль.
В соответствии с пунктом 1 статьи 146 Налогового кодекса Российской Федерации с 2001 года объектом налогообложения по НДС признается стоимость оказанных услуг по безвозмездному пользованию основными средствами, в связи с чем, налог на добавленную стоимость со стоимости оказанных услуг должен был составить 168,9 млн. рублей.
Неправомерное принятие в налоговых декларациях по налогу на прибыль заявленных Компанией льгот на содержание жилищного фонда позволило занизить налогооблагаемую базу на сумму 125,0 млн. рублей, потери федерального бюджета составили 13,8 млн. рублей.
Серьезным препятствием для эффективного налогового контроля за применением нефтяными компаниями внутрикорпоративных цен является отсутствие российского внутреннего рынка сырой нефти. В этой связи отсутствуют законные основания для признания нефтяными компаниями отпускных цен на сырую нефть заниженными и доначисления налогов в соответствии со ст. 40 части первой Налогового кодекса Российской Федерации, исходя из рыночных цен. Правительству Российской Федерации необходимо внести дополнения в Налоговый кодекс Российской Федерации в части формирования института справочных цен и утвердить методику их формирования.
Для определения уровня и динамики реальных рыночных цен на сырую нефть в стране, смягчения ценовых колебаний целесообразно сформировать ряд отсутствующих в России рыночных институтов, целью которых будут:
- создание нефтяной товарной биржи, фьючерского рынка нефтяных контрактов. При этом должен быть сохранен государственный контроль за ценами на продукцию и услуги естественных монополий;
- определение порядка установления экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, которые должны рассматриваться как механизм изъятия в доход государства ценовой ренты, часть которой может быть направлена на инвестиции в нефтяной комплекс России.
Контроль и влияние государства на развитие нефтяного комплекса должны быть усилены, в том числе и ценообразующая политика на нефтяном рынке. Следует отметить, что в МНС России отсутствуют расчеты суммарной налоговый нагрузки крупнейших нефтяных компаний на одну тонну добываемой нефти.
Отсутствует официальная информация, подтверждающая объективность участия нефтяных компаний в формировании внутрикорпоративных цен и их влияние на финансовые результаты нефтедобывающих предприятий и налоговые поступления в бюджеты всех уровней; отсутствует также база данных применения нефтяными компаниями корпоративных цен. Это позволяет нефтяным компаниям посредством применения трансфертных цен, использования зон льготного налогообложения, создания различных организационных структур и схем движения денег и расчетов в рамках действующего законодательства существенно минимизировать налоговые платежи. Так, при проведении тематической проверки ОАО `Сибнефть` и его дочерних предприятий (ОАО `Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз`, ОАО `Сибнефть-Омский НПЗ`, ОАО `Сибнефть-Омскнефтепродукт`) было установлено, что ОАО `Сибнефть` в 2001 году и 1 полугодии 2002 года осуществляло свою деятельность через юридических лиц, зарегистрированных в зонах льготного налогообложения (Республика Калмыкия, Чукотский автономный национальный округ), выполняющих роль посредников. Эти юридические лица приобретали весь объем добытой нефти ОАО `Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз` и реализовывали на том же узле учета нефти ОАО `Сибнефть` по цене, в 2-3 раза выше цены приобретения. При этом сырая нефть с узла учета нефти не транспортировалась и не меняла своих физических свойств, часть нефти реализовывалась на экспорт, а часть направлялась на производство нефтепродуктов, которые в дальнейшем закупались ОАО `Сибнефть`.
Владельцами нефти юридически являлись посредники, в то же время организацию и оплату транспортировки и переработки нефти на территории Российской Федерации осуществляло ОАО `Сибнефть`. Таким образом, весь производственный процесс осуществляло и оплачивало ОАО `Сибнефть`, а посредники лишь аккумулировали прибыль, не выполняя при этом функциональных операций.
Льготные условия налогообложения позволили посредникам снизить ставку налога на прибыль более чем в 6 раз (с 35% в 2001 году до 5,5%). Впоследствии посредники были присоедены к Компании с чистой прибылью. Следует отметить, что в случае прямых отношений между дочерними предприятиями ОАО `Сибнефть` налогооблагаемая прибыль Общества сложилась бы в размере 45,4 млрд. рублей. Сумма налогов, причитающихся к уплате в бюджет, составила бы в этом случае 16,1 млрд. рублей, в том числе налога на прибыль - 15,9 млрд. рублей, из них в федеральный бюджет - 4,9 млрд. рублей и налог на добавленную стоимость - 270,7 млн. рублей. Однако фактическая сумма налога на прибыль (включая уплаченные налоги дочерних предприятий) составила лишь 5,8 млрд. рублей. Таким образом, только за 2001 год бюджет недополучил 10,1 млрд. рублей.
Следует отметить, что данные сделки не противоречат действующему налоговому законодательству, позволяющему налогоплательщикам существенно минимизировать свои обязательства перед государством. В соответствии с Гражданским кодексом Российской Федерации сделки можно признать недействительными только по решению суда, если будет обоснованно доказан их мнимый или притворный характер. Вместе с тем все условия, предусмотренные договорами между ОАО `Сибнефть`, его дочерними предприятиями и посредниками, в полном объеме исполнены, а иных оснований для признания взаимоотношений (сделок) мнимыми и недействительными в действующем законодательстве не оговорено.
Очевидно, что в условиях отсутствия в Российской Федерации полноценного внутреннего рынка сырой нефти нефтяные компании будут находить возможность минимизации налоговых платежей даже при внесении в налоговое законодательство изменений и дополнений, имеющих целью упорядочение налогообложения в нефтедобыче и нефтепереработке.
Статья 277 Налогового кодекса Российской Федерации указывает на освобождение от налогообложения дохода, полученного в результате реорганизации (присоединения) обществ. Используя это, ОАО `Сибнефть` присоединило в 2001 году общества с активами стоимостью 28820,0 млн. рублей в обмен на 2207 своих акций стоимостью 4,4 тыс. американских долларов США.
Несовершенство законодательства позволило Компании в 2001 году сформировать прибыль в размере 29790,0 млн. рублей, в основном (97%) за счет прибыли присоединенных обществ. Полученная прибыль практически в полном объеме направлена на выплату дивидендов учредителям Компании - иностранным юридическим лицам, зарегистрированным в свободных экономических зонах (Республика Кипр, Британские (Виргинские) острова). По результатам финансово-хозяйственной деятельности Компании в 2001 году дивиденды в сумме 28969,3 млн. рублей перечислены на счета компаний: `Gemini Holdings, Ltd`, `Cаrbonrow Investments, Ltd`, `Martachello Co, Ltd`, `White Pearl Investments`, `Kravin Investments, Ltd`.
Необоснованно освобождалось от уплаты налога на добычу полезных ископаемых при налогообложении ОАО `Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз`, вследствие чего в 1 полугодии 2002 года недоначислено указанного налога на сумму 30,3 млн. рублей, в том числе в федеральный бюджет - 22,6 млн. рублей.
Проверка Счетной палатой в ООО `Газэкспорт` (ОАО `Газпром`), ОАО `Стройтрансгаз`, ОАО `Газавтоматика` и таможнях, проводивших оформление ввоза товаров, полноты поступления в федеральный бюджет налоговых и таможенных платежей, законности, обоснованности и целевого использования таможенных льгот при реализации Соглашения между Правительством Российской Федерации и Правительством Турецкой Республики о поставках российского природного газа в Турецкую Республику через акваторию Черного моря от 15 декабря 1997 года показала следующее.
Получателями налоговых льгот при строительстве магистрального газопровода `Голубой поток`, сумма которых составила более 30 млрд. рублей, являются подрядные и субподрядные организации. Однако реальную экономию средств при строительстве газопровода получает ОАО `Газпром`, поскольку уже при заключении договоров с подрядными организациями размер оплаты за выполненные работы уменьшается на сумму льготного налога на добавленную стоимость. Однако дополнительный выпуск и соответственно передача пакета акций ОАО `Газпром` в собственность государства в счет предусмотренных государством льгот по налогам не предусмотрены. Правительство Российской Федерации не обеспечило компенсацию выпадающих доходов федерального бюджета за счет получения дивидендов акций ОАО `Газпром`.
Для выполнения обязательств перед Турецкой стороной по поставкам газа (с января 2003 года) ввод в действие объектов и определение стоимости введенных основных фондов намечены на декабрь 2002 года. Вместе с тем анализ целесообразности и рациональности произведенных затрат ОАО `Газпром`, их освобождения от уплаты налоговых платежей не поручен ни одному из органов исполнительной власти. Бесконтрольность при возведении газопровода отразится на общем объеме налоговых льгот, поскольку объем предоставляемых льгот, согласно Протоколу к названному Соглашению, зависит от объема инвестиций ОАО `Газпром` в строительство газопровода `Россия-Турция`.
МНС России не обеспечило систематического, методологически проработанного и полного учета полученных организациями льгот в рамках строительства магистрального газопровода `Голубой поток` и на момент проверки не располагало информацией о размерах выпадающих доходов в связи с предоставленными государством льготами. В ОАО `Газпром` не ведется в полном объеме учет льгот, предоставленных в соответствии с межправительственным соглашением.
Установлены факты необоснованного предоставления льгот по таможенным платежам. Так, право подключения участников процесса строительства к импортным поставкам строительной техники, запасных частей и материалов без уплаты таможенных платежей ГТК России предоставляло на основании обращений ОАО `Газпром`. Применяемая Государственным таможенным комитетом Российской Федерации система мер при осуществлении контроля за поставками товаров для реализации проекта `Голубой поток` не смогла в полной мере обеспечить соблюдение законодательства в таможенном деле и привела к тому, что в некоторые распоряжения ГТК России были включены организации - получатели строительного оборудования без учета графика проведения работ в рамках реализации проекта. Отдельные ввезенные без уплаты таможенных платежей материалы и оборудование не были использованы на строительстве газопровода, в том числе трубы на общую сумму 17,6 млн. долларов США и трубогибочные машины на сумму 67,9 млн. рублей.
В распоряжениях ГТК России, на основании которых ввозимые по проекту `Голубой поток` товары освобождаются от таможенных платежей, не нашло отражения к участникам внешнеэкономической деятельности о представлении таможенным органам отчета о целевом использовании товаров, ввезенных на таможенную территорию Российской Федерации с применением льгот по таможенным платежам. Отсутствие контроля со стороны ГТК России позволило ОАО `Газпром` использовать льготы для большего количества ввозимых труб для строительства, чем это предусмотрено в проектно-сметной документации магистрального газопровода. Несмотря на возмещение незаконно использованной льготы, пени по несвоевременно внесенным платежам в сумме 2,2 млн. рублей в федеральный бюджет по состоянию на конец ноября 2002 года внесены не были. ГТК России не препятствовал поставке излишнего количества труб без уплаты таможенных платежей.
Установленные в ходе проверки потери федерального бюджета из-за неправомерного применения предоставленных государством льгот составили по налоговым платежам (с учетом начисления пени) 1283,2 млн. рублей и по таможенным платежам (включая пени) - 180,4 млн. рублей.
Указания МНС России о порядке применения предоставленных Протоколом к Соглашению льгот при поставках газа в Турецкую Республику, контроля за их предоставлением и информирования об объемах невнесенных в бюджет налогов, в том числе акцизов, на начало декабря 2002 года утверждены не были. Отсутствие регламентирующего документа не позволит, начиная с 2003 года, обеспечить четкий контроль со стороны государства за правомерностью и объемом предоставляемых при поставках газа льгот.
Тематической проверкой правильности исчисления, полноты и своевременности уплаты налоговых и других обязательных платежей в федеральный бюджет в структурных подразделениях ОАО `Газпром` (ООО `Надымгазпром`, г. Надым и ООО `Ямбурггаздобыча`, г. Новый Уренгой) выявлено следующее.
ООО `Ямбурггаздобыча` и ООО `Надымгазпром` по объемам разведанных запасов и объемам добычи природного газа являются основными среди добывающих предприятий системы ОАО `Газпром`. Объем добычи природного газа по указанным обществам составляет более 50,0 % от объема добытого газа в целом по ОАО `Газпром`. Основной объем добытого природного газа реализуется ОАО `Газпром` и ООО `Межрегионгаз` по внутрикорпоративным ценам, утверждаемым ОАО `Газпром`.
В нарушение постановления Правительства Российской Федерации от 3 сентября 1999 г. No 1002 и других нормативных документов, регламентирующих порядок проведения реструктуризации кредиторской задолженности, Инспекцией МНС России по г. Новый Уренгой и Инспекцией МНС России по г. Надым неправомерно были списаны дополнительные платежи по налогу на прибыль, не подлежащие к списанию в составе пеней и штрафов. В результате прямые потери бюджетов составили 207, 9 млн. рублей, в том числе федерального - 76, 2 млн. рублей.
Статьей 138 Федерального закона `О федеральном бюджете на 2002 год` не предусмотрено иного досрочного погашения реструктурированной задолженности, кроме как досрочное погашение половины или полной суммы задолженности в течение двух или четырех лет соответственно (при соблюдении условий своевременного внесения текущих налоговых платежей). Таким образом, решения налоговых органов Ямало-Ненецкого автономного округа о полном списании реструктурированной задолженности по пеням и штрафам по ООО `Ямбурггаздобыча` в сумме 3415, 3 млн. рублей и по ООО `Надымгазпром` - 1780,9 млн. рублей является необоснованными.
Кроме того, в нарушение постановления Правительства Российской Федерации от 22 января 2001 г. No 45 Министерством энергетики Российской Федерации до настоящего времени не утверждены в установленном порядке нормативы использования природного газа на собственные технологические нужды газодобывающими и газотранспортными предприятиями, в связи с чем ООО `Ямбурггаздобыча` и ООО `Надымгазпром` неправомерно применялась льгота по акцизу на природный газ, используемый на собственные технологические нужды. В результате потери федерального бюджета составили (расчетно) около 150, 0 млн. рублей.
В связи с введением в действие главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации `Налог на добычу полезных ископаемых` изменилась система налогообложения недропользования. В результате поступления в бюджет налога на добычу полезных ископаемых от добычи природного газа по ООО `Ямбурггаздобыча` и ООО `Надымгазпром` только за 9 месяцев 2002 года по сравнению с ранее действовавшей системой налогообложения снизились более чем в 1,5 раза, или примерно на 3530 млн. рублей. Кроме того, в результате выведения налогообложения добычи подземных пресных вод под юрисдикцию Закона `О плате за пользование водными объектами` только по ООО `Надымгазпром` за 9 месяцев 2002 года консолидированный бюджет недополучил 20,7 млн. рублей, в том числе федеральный - 6,0 млн. рублей.
Установлены факты занижения налогооблагаемой базы по налогу на добавленную стоимость. Так, в нарушение пунктов 2 и 6 статьи 171 Налогового кодекса Российской Федерации ООО `Ямбурггаздобыча` и ООО `Надымгазпром` в налоговых декларациях по НДС необоснованно предъявлялись к вычету суммы налога на добавленную стоимость, предъявленные налогоплательщику и оплаченные им за услуги, не относящиеся к производственной деятельности. В результате в 2001 году и за 9 месяцев 2002 года необоснованно возмещено из федерального бюджета налога на добавленную стоимость ООО `Надымгазпром` в сумме 269,9 тыс.рублей, ООО `Ямбурггаздобыча` - 195,0 тыс. рублей. Кроме того, в нарушение статьи 12 Закона Российской Федерации `О недрах` Комитетом природных ресурсов по Ямало-Ненецкому автономному округу не внесены изменения в условия лицензионных соглашений, связанные с изменением уровня ставок платежей, взимаемых при пользовании недрами в 2002 году.
В 2002 году в соответствии с Федеральным законом `О приватизации государственного и муниципального имущества` в топливно-энергетическом комплексе были реализованы на аукционах находящиеся в федеральной собственности пакеты акций открытых акционерных обществ (компаний): нефтегазового комплекса `Восточная нефтяная компания` (36,8% от уставного капитала) и `Нефтегазовая компания `Славнефть` (74,95% от уставного капитала), размещены за пределами Российской Федерации акции `Нефтяная компания `ЛУКОЙЛ` (5,9% от уставного капитала). Это позволило обеспечить поступление в федеральный бюджет более 3,0 млрд. долларов США. Следует отметить, что приватизация существенной части собственности в ТЭК пока не обеспечила ожидаемого повышения эффективности функционирования производственных структур комплекса, что в большей мере связано с незавершенностью формирования в стране рыночной инфраструктуры и соответствующей законодательной базы.
Результаты проверки Счетной палатой Российской Федерации ОАО `Восточная нефтяная компания` в части эффективности управления 36% пакетом акций, находящимся в федеральной собственности, и проведении Минимуществом России предпродажной подготовки, в том числе определения начальной цены продажи указанного пакета акций, показали следующее.
В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 17 ноября 1992 г. No 1403 и постановлением Правительства Российской Федерации от 20 мая 1994 г No 499 в ОАО `ВНК` была сформирована вертикально-интегрированная структура с предприятиями специализировавшимися на разведке, добыче, переработке и реализации газа.
В уставный капитал ОАО `ВНК` были внесены 38-процентные пакеты акций открытых акционерных обществ `Томскнефть` ВНК`, `Томскнефтегазгеология` ВНК`, `Томскнефтепродукт ВНК`, `Томскнефтегеофизика` ВНК`, `Хакаснефтепродукт` ВНК`, `Новосибирскнефтепродукт` ВНК`, `НПФ `Геофит`, `Ачинский НПЗ` ВНК` (что обеспечивало ОАО `ВНК` 51% голосующих акций в указанных обществах), а также 20 % акций ОАО `Томский нефтехимический комбинат`.
По результатам двух специализированных аукционов в декабре 1995 года и декабре 1997 года, из 100% акций ОАО `ВНК`, находившихся в государственной собственности, 63,2 % акций было продано юридическим и физическим лицам. Указанное обстоятельство стало следствием планирования порядка продажи акций ОАО `ВНК` Госкомимуществом России.
Продажа 34% акций ОАО `ВНК` на коммерческом конкурсе с инвестиционными условиями должна была предшествовать продаже практически контрольного пакета акций ОАО `ВНК` на спецаукционе 5 декабря 1997 года, а не наоборот. В результате государство утратило возможность осуществлять эффективное управление оставшимся в его собственности пакетом акций ОАО `ВНК`.
Начальная цена продажи 36,82% пакета акций ОАО `ВНК` установлена РФФИ в размере 225 млн. долларов США. По заключению независимого оценщика `HSBC Investment Bank Pic` рыночная стоимость пакетов акций, внесенных государством в уставный капитал ОАО `ВНК`, составляет 511,5 млн. долларов США. В соответствии с отчетом оценщика, рыночная капитализация акций ОАО `ВНК` на 9 октября 2001 года (то есть до момента возврата отчужденных из уставного капитала ОАО `ВНК` пакетов акций) составила 230 млн. долларов США.
Конвертация акций ОАО `Томскнефть` ВНК` в акции с большей номинальной стоимостью при консолидации 18 июня 2001 года и конвертация акций ОАО `Томскнефть` ВНК` 19 декабря 2001 года привели к ущемлению прав и законных интересов ОАО `ВНК` и государства как его акционера, а также к ущемлению прав миноритарных акционеров.
Принятые решения повлекли за собой аннулирование выпусков ранее размещенных акций, в том числе акций, внесенных государством в уставный капитал ОАО `ВНК`, составляющих 38% уставного капитала ОАО `Томскнефть` `ВНК` (или 51% голосующих акций).
В случае соблюдения Правительством Российской Федерации, Госкомимуществом России и РФФИ Сводного плана приватизации ОАО `ВНК` в части продажи сначала 34% пакета акций Общества, а затем 51% пакета акций, государство имело бы возможность обеспечить контроль за активами ОАО `ВНК`.
По оценкам Счетной палаты Российской Федерации, суммарный доход государства от продажи 85% акций ОАО `ВНК` мог бы составить не 1025 млн. долларов США (800 млн. долларов США в 1997 году и 225 млн. долларов США в 2002 году), а от 1275 до 1450 млн. долларов США.
Проверка предпродажной подготовки и экспертизы определения начальной цены продажи 74,95% пакета акций ОАО `НГК `Славнефть` показала следующее.
Государство контролировало ОАО `НГК `Славнефть` в лице Минимущества России, которому принадлежало 55,27% акций, и РФФИ - 19,68%.
Согласно отчету об определении рыночной стоимости пакета обыкновенных акций ОАО `НГК `Славнефть`, выполненного ООО `Росэкспертиза` по поручению Российского фонда федерального имущества, рыночная стоимость 74,95% пакета акций ОАО `НГК `Славнефть`, рассчитанная:
- по методу скорректированной стоимости чистых активов, составила бы 2134943 тыс. долларов США;
- по методу сопоставимых компаний - 3113740 тыс. долларов США;
- по методу дисконтирования денежных потоков - 2889772 тыс. долларов США.
Результатом расчетов рыночной стоимости пакета обыкновенных акций ОАО `НГК `Славнефть`, составляющего 74,95% уставного капитала, рассчитанная ООО `Росэкспертиза` с учетом сделанных предложений и допущений, является сумма 1772769 тыс. долларов США.
В ходе проверки Счетной палатой Российской Федерации были проанализированы различные риски, в том числе финансовые и корпоративные. Следует отметить, что ОАО `НГК `Славнефть` (совместно с дочерними и аффилированными обществами) обладает правами пользования недрами перспективных участков, в которых извлекаемые запасы нефти сопоставимы с запасами действующих нефтепромыслов Компании, что положительно влияет на капитализацию Компании. Финансовые результаты Компании в 2002 году по сравнению с 2001 годом существенно улучшились.
На 15578 млн. рублей увеличилась сумма основных средств, в основном за счет роста имущества дочерних обществ. Инвестиции в дочерние, зависимые и другие общества возросли с 343,4 млн. рублей до 953,0 млн. рублей. Краткосрочные обязательства увеличились на 9223 млн. рублей (на 195,6%) - с 4715 млн. рублей до 13938 млн. рублей, краткосрочные банковские кредиты также увеличились с 2535 млн. рублей до 12581 млн. рублей (в 5 раз). Долгосрочные банковские кредиты возросли на 6615 млн. рублей (319,4%) - с 2071 млн. рублей до 8686 млн. рублей.
Рекомендуемая Счетной палатой Российской Федерации начальная цена продажи пакета акций (74,95%) ОАО `НГК `Славнефть` составляет 2,5 млрд. долларов США (с учетом оценки объемов добычи нефти). Предполагаемая продажная цена на открытом аукционе - 3 - 3,2 млрд. долларов США, что на 1,2-1,4 млрд. долларов США выше, чем рассчитанная ООО `Росэкспертиза`
(1 772 769 тыс. долларов США).
5. МПС России
В современных условиях железнодорожный транспорт является одной из ключевых отраслей экономики России и играет важную роль в обеспечении социально-экономической стабильности, развития промышленности и обороноспособности государства. Эксплуатационная длина российских железных дорог составляет 85,8 тыс. километров. Железные дороги России осуществляют свыше 80 % грузооборота (без трубопроводного транспорта) и более 40 % пассажирооборота транспорта общего пользования и занимают первое место в мире по протяженности электрифицированных магистралей - 41,6 тыс. километров.
В 2002 году МПС России обеспечило рост основных производственно-экономических показателей по сравнению с предыдущим годом: по грузообороту - 105,3%, отправлению грузов - 102,7%, производительности труда - 108,6%. Вместе с тем произошло снижение пассажирооборота - на 3,2% и отправления пассажиров - на 2,7%.
Чистая прибыль по отрасли за 2001 год составила 10097,6 млн. рублей, что на 68,6% ниже уровня 2000 года. За 2002 год убыток составил 20375,0 млн. рублей. Основной причиной снижения финансовых показателей является опережение темпов роста расходов над темпами роста доходов.
В 2002 году рост заработанной платы работников железнодорожного транспорта, занятых на перевозках, составил 46,4%, что существенно превышает темп роста производительности труда в отрасли и уровень инфляции за этот период.
Износ основных фондов железнодорожного транспорта составляет: транспортные средства - 70,6%, машины и оборудование - 59,1%, сооружения - 57,4%. Низкие темпы их обновления, а также снижение количества подвижного состава приводят к тому, что материально-техническая база МПС России не соответствует возрастающим потребностям в перевозке грузов и пассажиров.
Финансирование программы капитальных вложений федерального железнодорожного транспорта за 9 месяцев 2002 г. составило 46015 млн. рублей, или 40,1% к годовому заданию, в том числе на приобретение подвижного состава и технических средств - 6551 млн. рублей, или 28,5%.
Инвестиционная привлекательность объектов железнодорожного транспорта в МПС России находится на низком уровне. В инвестиционных программах МПС России отсутствуют условия и механизм привлечения средств, не просчитана окупаемость инвестиционных проектов, не работают залоговые механизмы привлечения инвестиций.
Фактический объем привлечения внешних инвестиционных источников за 9 месяцев 2002 г. составил 6197,0 млн. рублей, или 23,6%, из которых непосредственно МПС России привлечено 2184,0 млн. рублей, компаниями-операторами для приобретения грузовых вагонов - 4013,0 млн. рублей.
В 2001-2002 годы мероприятия, предусмотренные первым этапом Программы структурной реформы на железнодорожном транспорте, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 18 мая 2001 г. No 384, выполнялись несвоевременно и не в полном объеме. Так, законопроекты по реформированию железнодорожного транспорта были подготовлены с нарушением срока. Вследствие чего были смещены сроки подготовки и принятия нормативных правовых актов, вытекающих из федеральных законов о структурной реформе, а также подлежащих разработке после создания ОАО `РЖД`.
В разработанных МПС России проектах нормативно-правовых документов недостаточно проработан вопрос управляемости отраслью на этапе разделения функций государственного регулирования и хозяйственного управления.
Не разработана и не внедрена система отчетности и контрольных показателей деятельности железнодорожного транспорта, позволяющая отслеживать темпы и эффективность осуществления реформы, осуществлять контроль за ее проведением.
По состоянию на 1 января 2003 г. кредиторская задолженность по основной деятельности железных дорог (127,7 млрд. рублей) в 2,4 раза превышает дебиторскую задолженность.
Объем кредиторской задолженности по договорным обязательствам по основной деятельности железных дорог составил более 62 млрд. рублей, из него поставщикам и подрядчикам - более 59 млрд. рублей. Не проведена реструктуризация просроченной кредиторской задолженности поставщикам товаров и услуг.
Наличие значительной неурегулированной кредиторской задолженности по договорным обязательствам может привести к одновременному предъявлению кредиторами своих требований (статья 60 Гражданского кодекса Российской Федерации) и потере активов предприятий отрасли при их реорганизации и создании ОАО `РЖД`.
В результате проведенной реструктуризации и своевременных расчетов по текущим платежам, от организаций федерального железнодорожного транспорта в бюджетную систему Российской Федерации в 2002 году поступило 66,8 млрд. рублей (133,3% к соответствующему периоду прошлого года), во внебюджетные фонды - 40,6 млрд. рублей (166,4% к 2001 году).
Проведенная по решению Комиссии Правительства Российской Федерации по структурной реформе инвентаризация имущества и обязательств предприятий и организаций федерального железнодорожного транспорта не достигла целей, определенных первым этапом Программы структурной реформы на железнодорожном транспорте, поскольку не отражает реальной стоимости имущества и не проведена оценка его технического состояния.
Не проведена в полном объеме инвентаризация земельных участков и постановка их на государственный кадастровый учет: на 1 октября 2002 г. поставлено на учет 29,7 % всех земельных участков.
Сроки оформления технических паспортов на все объекты недвижимости и регистрации, исходя из оснащенности и укомплектованности штатами органов БТИ, могут составить от года до двух лет, а по отдельным регионам Сибири и Дальнего Востока - до четырех лет.
Передача МПС России объектов социальной сферы в собственность субъектов Российской Федерации и муниципальную собственность осуществляется медленными темпами, в результате чего остаются высокими непрофильные расходы железнодорожного транспорта. Значительная часть жилья, переданного на баланс муниципальных органов, не оформлена в установленном порядке.
Отраслевая программа занятости не выполняется и нуждается в корректировке, исходя из реальных объемов и источников финансирования, ее фактической реализации, а также рекомендаций Минтруда России.
В результате осуществления с 01.08.01 г. первого этапа унификации грузовых тарифов перераспределялись грузовые потоки с портов стран Балтии и Украины на российские порты, выросли среднемесячные объемы перевозок экспортно-импортных грузов. Завершается второй этап унификации грузовых тарифов.
МПС России разработан проект нового прейскуранта No 10-01, за основу которого взят действующий Прейскурант. Его модернизация осуществлена путем разделения стоимости инфраструктурной и вагонной составляющей.
Проект прейскуранта No 10-01 рассмотрен на заседании Правительства Российской Федерации в ноябре 2002 года и принят за основу. В сфере тарифной политики на железнодорожном транспорте ряд проблем остается нерешенным: сохраняется затратный механизм ценообразования, не создан механизм индексации тарифов, отсутствует долгосрочная государственная тарифная политика, не создан механизм поддержки пассажирских перевозок, продолжает существовать перекрестное субсидирование пассажирских перевозок за счет грузовых.
Аудитор Счетной палаты
Российской Федерации
http://nvolgatrade.ru/
