Природный газ

Вывод о том, что цена приобретения российского газа должна быть повышена, следует не только из формального сопоставления с европейскими ценами. Дело еще в том, что цена 1 т.у.т. газа ниже цены 1 т.у.т. угля, хотя газ во многих отношениях имеет больше преимуществ перед углем для потребителей (прежде всего в отношении экологической чистоты). Кроме Германии, где соотношение цен угля и газа еще хуже, чем

в России, цена 1 т.у.т. газа в Англии, Франции и США выше цены 1 т.у.т. угля в 1,3 — 2,7 раза.

Если цену газа в России поднять вдвое, т.е. примерно до 900 руб./тыс.м3, то ее соотношение с углем составит примерно 1,7. Именно такую цену на газ хотят установить согласно своим расчетам в «Газпроме». Однако обоснование такой цены нуждается в серьезном критическом обсуждении.

Российские энергетики привыкли считать, что уникальные запасы дешевого сибирского газа гарантируют постоянное наращивание объемов добычи по мере расширения внутреннего и экспортного спроса, и ограничение добычи диктуется именно факторами спроса а не возможностями производства. Поэтому выявившаяся в последние годы неизбежность отсрочки в освоении Ямала, перспективы быстрого сокращения в ближайшие годы добычи на старых месторождениях и резкого возрастания затрат, связанного с освоением новых месторождений, - все это воспринимается как качественное

изменение ситуации.

Надо сказать, что, несмотря на достаточно низкие внутренние цены на газ, вплоть до финансового кризиса 1998г. и последовавшего за ним всплеска инфляции, они покрывали затраты и приносили «Газпрому» значительную прибыль. Сейчас затраты на производство и транспортировку газа в силу инфляции возросли, а внутренняя цена почти не повысилась. В результате к началу 2000г. прибыль от продажи на внутреннем рынке резко сократилась. Хотя до последнего времени «Газпром» был закрытой организацией, можно примерно оценить размер его прибыли, проводя ретроспективные расчеты. Основные финансовые показатели работы нефтегазового комплекса по тем или иным причинам остаются недоступными российской общественности. Рента нефтегазовых ресурсов может и должна составить финансовую основу вывода страны из кризиса и ее знание общественностью будет являться залогом поступлений в казну доходов от ТЭКа.

По экспертной оценке, ежегодная потребность «Газпрома» в капиталовложениях в 2001— 2006 гг. составит 3,1 — 3,4 млрд. долларов. Действовавшая в 1999г. цена газа позволила получить финансовые ресурсы в размере 2,60 млрд. долларов, причем экспортный доход составил только 0,1 млрд. долларов, а объем инвестиций - 2,8 млрд. долларов.

В конце 1999 г. и начале 2000 г. цена газа повышалась. Согласно нашим оценкам средняя цена 1 тыс. куб. м газа на конце магистрального газопровода в 2000 г. — 330 рублей — включает 48 руб. чистой прибыли (по всем добывающим и транспортирующим организациям «Газпрома») и 62 руб. амортизационных отчислений и арендной платы. На общий объем добычи газа в 2000 г. (по нашей оценке, основанной на данных о добыче газа за 1 полугодие) в 552 млрд. куб. м это составило соответственно 27 и 35 млрд. рублей. Чтобы получить необходимый объем инвестиционных ресурсов (91 млрд. рублей), надо увеличить чистую прибыль на 29 млрд., а с учетом налога на прибыль — на 41 млрд. рублей. В цене 1 тыс. куб. м это составляет 74 рубля или, 22% от цены 2000 года.

В «Газпроме» считают, что могут получать достаточные инвестиционные ресурсы только за счет повышения внутренней цены газа до 900 руб./тыс. куб.м или в 2,7 раза по сравнению с 2000 г. без значительных изменений в налоговой системе. В частности, в 1999 г. акциз составил около 12% от выручки на внутреннем рынке с учетом потребителя - населения, поставки газа которому не облагаются акцизом (15% от стоимости газа), и около 19% - на внешних рынках с учетом налоговых льгот по поставкам газа странам СНГ. Поставки в дальнее зарубежье облагаются акцизом в 30% от стоимости реализованного газа за вычетом пошлин и расходов на оплату услуг по транспортировке газа за пределами РФ. Экспортный доход (за вычетом акциза и налога на прибыль) поступает в распоряжение «Газпрома» и является источником для инвестиций.

Чем же объясняется отличие нашей оценки повышения цены на газ на 22% от газпромовской - в 2,7 раза и отказ от учета экспортного дохода как инвестиционного ресурса? Главное отличие в том, что в потребность в инвестициях «Газпром» включает погашение больших кредитов, взятых в предыдущие годы, и процентов по ним. В одном из недавних выступлений глава «Газпрома» Рем Вяхирев назвал объем внешних займов компании в 108 млрд. рублей. В прогнозных оценках «Газпрома» предполагалось, что в 2000 г., если бы цены газа остались на уровне 1999 г., продажи на внутреннем рынке не приносили бы прибыли, а прибыль от экспорта составила бы около 80-90 млрд. рублей. Вместе с амортизационными отчислениями эта сумма практически полностью должна уйти на погашение кредитов и процентов по ним. На изменение прибыли от экспортируемой части газа повышение внутренней цены не повлияет. Поэтому дополнительную прибыль «Газпром» получит только от объема продажи, но по более высокой цене на внутреннем рынке, который составляет около 60% от всего объема добычи газа.

Надо сказать, что как наша, так и газпромовская оценка необходимого повышения цены не учитывает проблемы неплатежей. В последнее время она постепенно теряет свою

остроту, но для газовой промышленности остается серьезной: бюджетники задолжали «Газпрому» 108 млрд. рублей. «Мы два года бесплатно работаем, -возмущаются в «Газпроме». — Этих денег хватило бы, чтобы расплатится по внешним займам. Эту зиму мы еще переживем, а потом газа не будет», — сказал Рем Вяхирев.

Глава «Газпрома» Рем Вяхирев заявил, что в 2001 году будут сокращены поставки газа РАО «ЕЭС России» со 135 до 95 млрд. куб.м. в год. Добыча газа у «Газпрома» сократится в 2001 г. на 15-20 млрд. куб.м, В то же время согласно долгосрочным контрактам экспорт газа в Европу должен возрасти на 3 млрд. куб.м. (на 3%). Для погашения внутрироссийского дефицита газа будет поставляться туркменский газ. Но даже если весь туркменский газ будет отдан энергетикам, дефицит у них составит 10 млрд. куб.м. Однако, вице-премьер Правительства России В. Христенко заявил, что топливный баланс страны на следующий год «не предусматривает сокращения поставок газа на внутренний рынок» и проблема будет дополнительно обсуждаться.

В ближайшей перспективе экономически рентабельным новым месторождением газа является шельф Обско-Тазовской губы Карского моря. По оценке «Газпрома», на этом шельфе запасы «рафинированного» природного газа метана составляют 3 — 4 трлн.м³, месторождение на Северомысском и Каменномысском участках, где в июле 2000 г. начато оценочное бурение, содержит 1 трлн.мЗ. Однако, промышленная эксплуатация губы начнется лишь в 2007г. Вначале будет добываться 7-8 млрд. M3 в год, а в 2010г. до 50 млрд.мЗ. Запасы природного газа, рентабельные для добычи на шельфе Баренцева моря, оцениваются в 1 трлн. куб.м. и будут осваиваться позже. Время промышленной добычи газа на Ямале пока не определено из-за экологических проблем.

Следует безусловно поддержать газпромовцев, которые фактически предлагают сделать основой инвестиционных ресурсов прибыль и амортизационные отчисления, содержащиеся во внутренней цене. Только в этом случае можно гарантировать проектируемый объем капиталовложений, независимо от резких, непредсказуемых колебаний мировых цен на нефть и газ, и привлечь отечественных и зарубежных инвесторов. Однако при этом необходимо обусловить, что большая часть экспортного дохода поступает государству, или «Газпрому» возмещаются убытки, если экспорт становится убыточным. Решения о получении кредитов с целью поддержания экспорта и

об источниках их погашения должны будут приниматься энергетическими компаниями совместно с государством. Задолженность внутренних потребителей не должна включаться в цену: проблема неплатежей должна решаться иными методами.

Таким образом, для обеспечения ежегодных капиталовложений за счет прибыли и

амортизации, входящих в цену, по которой газ поставляется газосбытовым организациям

и экспортерам («на конце магистрального газопровода»), эта цена (с акцизом, но без НДС,

по условиям 2000г.) должна быть установлена в 400 — 410 руб./тыс.мЗ, соответственно,

цена приобретения газа — на уровне 540 — 550 руб./тыс.мЗ. (с учетом надбавки газораспределительных организаций в размере 40 — 50 руб./тыс. M3 и НДС). Такая цена, покрывающая потребность в инвестициях, далеко не обеспечивает необходимого соотношения с ценой энергетического угля. 1 т.у.т. угля в июне 2000г. стоила 468 рублей.

Чтобы 1 т.у.т. газа стоила в 1,6 раза дороже, т.е. 750 рублей, цену газа (по ППС) следует повысить в 2,6 раза, т.е. цену для электростанций — до 864 руб./тыс.мЗ, цену приобретения (через газосбытовые организации) до 1060 руб./тыс.мЗ. В этом случае в 2000г. прибыль от внутренних продаж увеличилась бы на 295 млрд. рублей (в цене 1 тыс. куб.м — на 534 рубля) и составила бы 335 млрд. рублей, а после вычитания налога на прибыль - 235 млрд.рублей, или 8,5 млрд. долларов. Однако 460 рублей на каждые тыс.мЗ, или 255 млрд.рублей на весь объем добычи, следует рассматривать как ренту и отчислять в бюджет (например, в форме акциза). Собственно, прибыль будет составлять 80 млрд. руб., а после вычета налога на прибыль - 56 млрд. рублей, или 2 млрд. долларов. В сумме с 1,3 млрд. долларов амортизации это даст 3,3 млрд. долларов. Конечно, если будет принят предлагаемый принцип, согласно которому в качестве прибыли «Газпрому» оставляется сумма, необходимая для капиталовложений, а остальная часть рассматривается как рента природных ресурсов и изымается в госбюджет, то государство должно взять на себя заботу о погашении кредита. Если долг «Газпрома» составляет 108 млрд. рублей, то государство получило бы в виде акциза не 255 млрд., а 147 млрд. рублей.

Однако без системных регулирующих мер со стороны государства рациональное соотношение цен на газ и уголь не будет достигнуто. Дело в том, что повышение цен на эти основные виды топлива вызовет волну значительной инфляции. Поэтому повышение

цены газа должно проходить в течение 3-4 лет «порциями» по 20-30% в год. Если повышение цен на газ пройдет слишком быстро, то с высокой вероятностью большая часть промышленных и иных потребителей газа не справится с новой ценой, и у «Газпрома» вырастет дебиторская задолженность, которая и сейчас остается значительной.

Нефть

Если цена на газ явно занижена, то цена нефти в России завышена по сравнению с Англией, Францией, США в 2 или 3 раза см. табл. 1 в зависимости от принятой оценки паритета покупательной способности рубля. Естественно возникает вопрос: каковы негативные последствия такой высокой цены и следует ли государству ставить задачу снизить внутреннюю цену нефти?

Цены декабря 1997г. и июня 2000г. характеризуются следующими соотношениями. Инфляция возросла в 2,5 раза, курс доллара вырос в 4,7 раза, условная мировая (спотовая) цена нефти в долларах — в 1,43 раза. При этом рост цены приобретения основных продуктов нефтепереработки на внутреннем рынке ненамного превысил инфляцию: дизтопливо — рост втрое, бензин — в 2,8 раза, мазут — в 2,7 раза. Примерно то же можно сказать о цене производителей нефти: рост - в 3,2 раза. Однако цена приобретения нефти подпрыгнула в 4,9 раза, а цены производителей моторных топлив — в 4,1 (дизтопливо) и в 4,7 (бензин) раза. Разрыв между ценой приобретения и ценой производителей резко увеличился для сырой нефти и резко сократился для нефтепродуктов.

Можно предположить, что эти скачки в ценовой политике нефтяных компаний связаны с

ожидаемыми изменениями в налоговой системе. Ведь в «Основных направлениях социально-экономической политики Правительства РФ на долгосрочную перспективу» в отношении налогообложения нефтяного комплекса декларируется общий принцип либеральных экономических теорий: налоги должны взиматься как можно ближе к замыкающей стадии производства, или к стадии конечного потребления. Возможно, ожидание переноса основной тяжести налоговой нагрузки с сырой нефти на производство

и реализацию нефтепродуктов и явилось одним из факторов, побуждающих нефтяные компании переносить источники доходов на сырую нефть. Механизмом такого переноса служит система из множества посредников (трейдеров). Между нефтедобывающим предприятием и нефтепроводом, по которому нефть поступает на НПЗ — единственным внутренним потребителем нефти, действует множество организаций — посредников, скупающих нефть с предоплатой и получающих сверхприбыль при таком значительном росте между ценой приобретения и ценой производителя. Цена транспортировки нефти до

НПЗ выросла незначительно и не влияет на такой разрыв. Значительная часть посредников является дочерними или аффилированными организациями нефтяной материнской компании. Весь вопрос в том, куда направится полученная ими сверхприбыль. Если она идет на инвестиции в нефтяную компанию, в том числе на геологоразведку, то это способствует росту производства. Если же вывозится в оффшорные зоны и исчезает там бесследно, то это отрицательно сказывается на экономике страны.

Согласно опубликованным данным, сверхприбыль идет в основном на инвестиции в нефтедобычу, которые выросли в 1-м полугодии 2000 года в 2 раза по сравнению с 1-м полугодием 1999г. В связи с ростом мировых цен на нефть были расконсервированы сотни буровых скважин и возросли инвестиции на разведочное бурение.

В отношении нефтяной промышленности вопрос о контроле за использованием финансовых ресурсов встает с еще большей остротой, чем в отношении газовой. Несмотря

на колебания мировых и внутренних цен, эти отрасли всегда имели достаточные объемы финансовых ресурсов, необходимых для капитальных вложений. Однако капиталовложения, как правило, составляли лишь часть имеющихся ресурсов и не обеспечивали потребности этих отраслей в геологоразведочных работах для наращивания

запасов, обновления основных фондов для поддержания объемов добычи и транспортировки и т.д. В течение последних 10 лет нефтяная промышленность в основном «проедала» запасы, созданные в дореформенные советские времена. Производственные капиталовложения сократились по сравнению с дореформенным периодом на 70%, в три — пять раз сократились объемы эксплуатационного и разведочного бурения, оборудование для нефтедобычи и нефтепроводов морально устарело.

При нынешних высоких мировых ценах на нефть и низком курсе рубля, через нефтяные компании проходят гигантские потоки финансовых средств, что наблюдалось и в первые годы реформенного десятилетия. Однако в такие периоды лишь небольшая доля от них поступала в государственный бюджет в виде акцизов и таможенных пошлин. Вызвано это

тем, что изменения акцизов и пошлин у нас часто запаздывают. Кроме того, проходит еще

и значительное время от принятия соответствующего постановления до начала его. действия. В результате налог увеличивается тогда, когда мировые цены начинают снижаться.

Однако, главным фактором, ограничивающим возможности повышения экспортных пошлин на нефть, является неспособность или нежелание государства установить эффективный контроль за экспортными потоками. Поэтому повышение пошлин может активизировать «серые», полускрытые схемы экспорта через страны СНГ, прежде всего Украину и Прибалтику, и в результате доходы государственного бюджета не возрастут, а снизятся. Дело в том, что группы компаний, входящих в холдинг, или же участники простого товарищества считаются независимыми. Поэтому, при поставке нефти за рубеж в оффшорную зону цена ими может бьггь занижена, затем, после реализации нефти из оффшора уже по рыночной цене, разницу в выручке можно оставить на счетах банков в оффшоре, не платя с этих сумм российских налогов. Правительство предлагает перекрыть эту возможность, установив для выплаты налогов уровень мировой цены на нефть.

По нашим расчетам финансовые ресурсы нефтяной промышленности (чистая прибыль, включающая экспортный доход и амортизационные отчисления) составляли в 1997 и 1999 гг. 9,3 и 12,7 млрд. долларов (пересчеты по текущему обменному курсу рубля). При этом инвестиции в геологоразведку, добычу и транспортировку нефти составили соответственно 38,7 и 46,5 млрд. рублей, или 6,7 и 1,9 млрд. долларов. Инвестиции в 1999 г. были в 10 раз меньше, чем чистая прибыль и амортизационные отчисления. Куда пошла остальная часть прибыли? В 2000 г. финансовые ресурсы могут

составить 19-20 млрд. долларов. Общество имеет право получать полную информацию о

размерах и использовании этих доходов, большая часть которых имеет рентный характер.

Уголь

Цены на уголь в России по ППС с долларом в июне 2000 г. по сравнению с декабрем 1999

г. снизились на 10% - с 40,5 до 36,3 долл./т (при ППС 8,5 руб./долл. США). Следует отметить, что цена на энергетический уголь уменьшилась при росте цен на другие энергоресурсы, за исключением бензина (снижение на 5%).

После перехода в 1992 г. на свободные цены и возникновения устойчивой тенденции к падению спроса на уголь, вьггесняемого с рынка ТЭР «дешевым» природным газом, отрасль вошла в режим сужающегося воспроизводства с хронической недозагрузкой производственных мощностей, нарастающим падением добычи угля и сокращением накопленного в отрасли производительного капитала с 38,5 млрд. рублей в 1990 г. до 26,0

млрд. рублей в 2000 г. (в ценах 1991 г.). Большинство предприятий отрасли лишилось

оборотных средств и стали «проедать» свой основной капитал.

Даже масштабная реструктуризация отрасли не переломила тенденции роста себестоимости добычи угля, так как экономика страны в целом находится в кризисном состоянии и регулируется чисто монетаристскими методами без учета процессов, протекающих в ее реальном секторе. Временная относительная стабилизация цен приобретения энергетического угля объясняется тем, что в 1999 г. и 1-м полугодии 2000 г.

были «заморожены» тарифы на его перевозки по железной дороге. Однако, с 1 августа 2000 г. железнодорожные тарифы на грузовые перевозки повысили на 18,5%. В цене приобретения угля стоимость перевозок составляет около 50%, т.е. равна стоимости добычи. В 1999 г. рентабельность добычи кузнецких углей составляла 17%, но сейчас она снизилась. Тем не менее цены на кузнецкий уголь с 1 октября 2000 г. увеличились на 30%, а на канско-ачинский уголь с 1 августа 2000 г. цена увеличилась вдвое. При этом в октябре 2000 г. в расчете на тонну условного топлива канско-ачинский уголь для ТЭС Центра оказался дешевле на 15%, чем кузнецкий уголь.

Общий объем дотаций из бюджета в угольной промышленности в 1999 г. составил 12 млрд. рублей, из них 60% пошло на закрытие нерентабельных шахт и 40% - на покрытие убытков и ряда необходимых затрат. С учетом этих дотаций обеспечивается средняя рентабельность к себестоимости около 10%.

Дата добавления: 2015-08-10