- •Автономная некоммерческая организация (ано) «Экспертно-аналитический Центр по модернизации и технологическому развитию экономики» (эац «Модернизация»)
- •Кризис власти 103
- •Экономическая политика правительства и пути повышения ее эффективности 115
- •Отрасли промышленности и их особенности (примеры подхода) 154
- •Сельское хозяйство 184
- •Демография и показатели здоровья населения 190
- •Раздел 1. Цели «Программы 2020», необходимость и достижимость которых обоснована в данной работе.
- •Раздел 2. Итоги 1990-2010. Россия в мировых рейтингах.
- •Раздел 3. Источники финансирования модернизации.
- •3.1. Прогрессивное налогообложение доходов физических лиц
- •От четырех до шести триллионов рублей в год бюджету дало бы введение подоходного налога, взимаемого по разумным прогрессивным ставкам.
- •3.2. Налогообложение недвижимости.
- •3.3. Дополнительные источники доходов
- •400 Млрд. Руб. Может дать увеличение акцизов на табак и алкоголь, хотя бы до
- •4. Оффшоры и международные налоговые отношения
- •4.1. Оффшоры - угроза национальной безопасности России
- •4.2.Оптимизация международных налоговых отношений.
- •5. Теоретические предпосылки модернизации 5.1. Замечания о модели экономики
- •5.2. Пути реформирования системы налогообложения рф.
- •5.2.1. Общие замечания
- •5.2.2. Современные тенденции в развитии системы налогообложения.
- •5.2.3. Налогообложение доходов: необходим переход к системному подходу.
- •5.2.4. Необходимость модернизации системы сбора налоговых платежей.
- •5.2.5. «Целесообразность» налогообложения: современные подходы.
- •5.3. Актуальные проблемы реформирования финансово-банковского сектора.
- •5.3.1. Банки и банкиры: на ком ответственность.
- •5.3.2. Некоторые особенности ведения банковской деятельности в современных условиях.
- •5.3.3. Основные причины современного кризисного состояния мировой финансовой системы.
- •5.3.4. Необходимость реформирования международных финансовых отношений.
- •5.3.5. Реформирование системы регулирования банковско-финансового сектора.
- •5.4. Избыточное неравенство - тормоз экономического и социального развития
- •5.4.1. Избыточное неравенство и экономический рост.
- •5.4.2. Избыточное неравенство и демография
- •5.4.3. Управление экономическим неравенством
- •5.5. О балансе цен и издержек производства
- •Раздел 6. Кризис власти.
- •6.1. Неэффективная кадровая политика
- •6.2. Провал административной реформы.
- •6.3. Бесхозяйственность и неразбериха в системе отраслевого управления
- •6.4. Власть и общество
- •6.5. О власти и демократии (мнение олигарха).
- •6.6. Пути повышения эффективности государственного управления
- •Раздел 7. Об экономической политике правительства и путях повышения ее
- •7.1. Об экономической политике правительства
- •7.2. Управление федеральным имуществом и приватизация
- •7.3. Залоговые аукционы и дело «Юкоса»
- •7.3.1. Залоговые аукционы.
- •7.3.2. Дело «Юкоса»
- •7.4. Промышленная политика и особенности российской экономики
- •7.6. Налоговое регулирование - эффективное средство развития несырьевой инновационной экономики
- •7.7. О налогообложении предприятий малого и инновационного бизнеса
- •7.8. О совершенствовании налогового администрирования
- •7.8.1. Упрощение налоговой отчетности
- •7.8.2. Упрощение методики расчета ндс
- •7.9. Расстановка приоритетов
- •8. Отрасли промышленности и их особенности (примеры подхода)
- •8.1. Легкая промышленность
- •8.2. Машиностроение
- •8.3. Авиастроение
- •8.3.1. Опыт оао «Новое содружество»
- •8.3.2. Предложения Научно-исследовательского центра эксплуатации и ремонта авиационной техники фгу «4 цнии Минобороны России»
- •8.4. Электроэнергетика России. Мифы и реальность.
- •8.4.1. Оценка ситуации.
- •8.4.3. Прогноз внутреннего потребления электроэнергии и газа
- •8.4.4. О строительстве энергообъектов до 2020 г.
- •8.4.7. Причины низкой эффективности электроэнергетики России
- •8.4.8. Энергетическая стратегия, инвестиции, строительство, сбыт
- •8.4.9. О развитии энергоемких предприятий в России.
- •8.5. Электронная промышленность и технологическая безопасность России
- •Раздел 9. Сельское хозяйство 9.1. Единая аграрная политика
- •10.1.6. Неравенство различных категорий населения по показателям ожидаемой продолжительности жизни и смертности
аномально
холодной зимой и жарким летом:
дополнительный рост потребления
(производства) электроэнергии
составил около 2%.
На
рисунке 11 показана динамика изменения
ВВП и потребления электроэнергии в
Германии (ФРГ) в 1960-2010гг. Весь этот
диапазон можно разделить на 6 периодов,
в которых соотношение темпов изменения
ВВП и темпов изменения электроэнергии
различны.
Рис.
11. Индексы изменения ВВП и потребления
электроэнергии в Германии к 1960 г
1960-1970гг
- так же, как и в России, в Германии конец
послевоенного восстановления и
ускоренная индустриализация. ВВП
увеличился на 53%, а потребление
электроэнергии - на 117%. Соответственно,
на 1% роста ВВП приходится 2,2% роста
потребления электроэнергии.
1970-1980гг.
- завершение периода ускоренной
индустриализации, начало политики
электросбережения. ВВП увеличился на
119%, а потребление электроэнергии - на
81%, в среднем на 1% роста ВВП приходится
0,68% роста потребления электроэнергии.
1980-1990гг.
- переход к постиндустриальному
обществу, эффективная программа
электросбережения. ВВП увеличился на
52%, а потребление электроэнергии - на
23%. В среднем на 1% роста ВВП приходилось
0,35% роста потребления электроэнергии.
Германия.
1990-1993
гг. - объединение Германии, переходный
период.
1993-2007гг.
- развитие постиндустриального
общества с учетом включения экономики
бывшей ГДР (более энергозатратной) в
объединенную экономику страны. Рост
ВВП составил 43%, а электроэнергии -
17%. Итого, в среднем на 1 % роста ВВП
приходилось 0,4% роста потребления
электроэнергии.
2008
- 2010гг. - кризис 2008г., посткризисное
восстановление экономики страны.
Последний
период послекризисного восстановления
Германии позволяет прогнозировать,
что в дальнейшем коэффициент эластичности
потребления электроэнергии по отношению
к ВВП опустится до 0,35 и ниже, за счет
эффективного постиндустриального
развития Германии (перевод электроемких
«грязных» производств в новые страны
ЕС и страны Юго-Восточной Азии), а также
продолжения интенсивной программы
электро- и энергосбережения.
Сравнение
коэффициента эластичности изменения
потребления электроэнергии к динамике
изменения ВВП (К) Германии и России
(соответственно, К = 0,3 - для России и К
= 0,4 - для Германии) означает, что в
структуре ВВП Германии доля материального
производства выше, чем в России. Это
означает, что в России переход от
индустриального общества к
постиндустриальному произошел через
деиндустриализацию страны.
Если
существующий экономический порядок
будет изменен, соответственно, доля
материального производства в ВВП
будет увеличена, т.е. начнется период
реиндустриализа- ции страны, тогда
коэффициент эластичности должен
подняться хотя бы до уровня Германии
0,4 - 0,5.
При
сохранении нынешнего экономического
порядка значение этого коэффициента
будет только падать, за счет продолжающейся
политики деиндустриализации страны и
эффективной программы энергосбережения.
Это
электросбережение будет осуществляться
как за счет собственно снижения
электропотребления на единицу
выпуска продукции и уменьшения доли
электроемких производств, так и
слабым темпом роста материального
производства в стране из-за низкого
темпа роста инвестиций в основной
капитал. В 2010 году объем инвестиций в
основной капитал составил всего
58% от уровня
1990 года.
Среднегодовые
темпы внутреннего потребления
электроэнергии и газа в России однозначно
зависят от среднегодового темпа
изменения ВВП.
В
период роста ВВП (1999-2008 гг.) на
1% роста ВВП в
среднем приходилось
0,3% роста
потребления электроэнергии и газа.
Средний
коэффициент эластичности потребления
электроэнергии к ВВП, равный 0,3, означает,
что при максимальном ежегодном росте
ВВП 5% (прогноз Минэкономразвития на
2020 г.) рост потребления (производства)
электроэнергии будет на уровне не более
1,5%. Реальные значения, скорее всего,
составят не более 1% или этот рост
составит 1012% до 2020г. Это связано с
тем, что, во-первых, растущая стоимость
электроэнергии будет более эффективно,
чем в 1999-2008 гг., ограничивать ее
потребление, во-вторых, высока
вероятность наступления экономического
кризиса (соответственно электропотребление
будет падать на 4-5% в течение 1-2 лет) в
период до 2020 г. За последние 20 лет
экономический кризис в стране
случался три раза (1990-1991, 1998, 2008 гг.).
Рост
потребления (производства) электроэнергии
1,5% (на 16,8 млрд. КВт-ч) в год, или не более
1200 млрд. КВт-ч до 2020 г., соответствует
вводу 3 ГВт новых мощностей в год, а с
учетом энергосбережения - 2 ГВт.
До
2020 г. необходимо строительство максимум
30 ГВт новых мощностей вместо 70100 ГВт
по Энергостратегии-2009 и 186-225 ГВт по
Генсхеме-2008 г. В соответствии с долей
производства электроэнергии в стране
из 30ГВт новых мощностей: 20 ГВт должно
приходится на ТЭС, 10 ГВт - на АЭС и ГЭС.
8.4.4. О строительстве энергообъектов до 2020 г.
На
рис. 12 показаны прогноз производства
электроэнергии до 2020 г. по различным
программам
и оптимистичный вариант Энергостратегии-2003.
Видно, что прогнозы Генсхемы-2008 и
Энергостратегии-2009 существенно завышены
по отношению к прогнозам ИПЕМ135.
При
средней стоимости 1 ГВт не менее 2,3 млрд
долл. необходимо 70 млрд долл. (не менее
2,1 трлн руб.) до 2020 г., или 210 млрд руб. в
год, на новое строительство. Кроме того,
реконструкция газовых ТЭС (ГРЭС) даст
дополнительно 15 ГВт мощности, которые
необходимы для покрытия снимаемых с
эксплуатации 15 ГВт мощностей старых
ТЭС, построенных до 1960 г. При средней
стоимости реконструкции 1 ГВт, равной
1 млрд долл. необходимо 15 млрд долл. (450
млрд руб.) до 2020 г., или 45 млрд руб. в год
(в ценах 2010 г.).
Общая
сумма инвестиций в генерацию до 2020 г.
должна составить не менее 2,5 трлн. руб.,
или минимум 250 млрд. руб. в год (в ценах
2010 г.). В 2010 г. генерирующие компании
с рынка электроэнергии и мощности
должны были получить около 200 млрд. руб.
инвестиций (см. раздел «Ситуация в
2010-2011 гг.»), т.е. наблюдается дефицит
инвестиций как минимум 50 млрд. руб.
в год, или не менее 500 млрд. руб. до 2020 г.
Это означает, что необходимо либо
уменьшить инвестиционную программу
генерации, либо повысить эффективность
ее реализации на 20%. Фактические
результаты будут хуже, т.к. названные
значения рассчитывались без учета
целого ряда факторов, включая стоимость
заемных денег, которые необходимы для
обеспечения увеличенного объема
инвестиций в первой половине этого
десятилетия.
Объем
инвестиций, требуемых для реконструкции
и развития сетевого хозяйства можно
оценить, исходя из сегодняшнего уровня
финансирования этих задач. В 2010 г. ин
135
ИПЕМ - Институт проблем естественных
монополий
вестиции
в ФСК и МРСК составляли соответственно
200 млрд. и 150 млрд. руб. Наиболее вероятно,
что рост стоимости электроэнергии
будет ограничиваться инфляцией, тогда
объем инвестиций до 2020 г. в ФСК составит
2 трлн. руб., в МРСК - 1,5 трлн. руб.
Общий
объем инвестиций в предлагаемую
программу развития электроэнергетики
будет равняться 6 трлн. руб. (2,5 + 2 +
1,5) вместо 20,5 трлн. руб., предусмотренных
в Генсхеме-2008, и 11 трлн. руб. - в
Энергостратегии-2009.
В
последнюю пятилетку перед распадом
СССР (1986-1990 гг.) в РСФСР вводилось в
среднем 5 ГВт новых мощностей в год.
Сегодняшний уровень управления
электроэнергетическими компаниям,
а также состояние проектных,
строительно-монтажных, энергомашиностроительных
и электротехнических предприятий не
могут обеспечить ввод более 5 ГВт
мощностей в год с соответствующей
сетевой инфраструктурой. В ближайшие
10 лет возможно введение максимум 3-4 ГВт
мощностей в год. Это является еще одним
ограничителем программы развития
электроэнергетики как в части генерации,
так и в строительстве и реконструкции
сетей.
В
прогнозе электропотребления важен
прогноз пиковых и полупиковых нагрузок.
На основании прогнозируемых данных
должны планироваться состав оборудования
и соотношение базовых, пиковых и
полупиковых нагрузок. Сегодня этого
не происходит. Строительство АЭС по
проектам, предусматривающим возможность
работы в полупиковой и пиковой части
нагрузок, приведет к еще большему
увеличению стоимости как их строительства,
так и эксплуатации.
По
критерию замещения газа в электроэнергетике
равновеснаястоимость
строительства АЭС для покрытия
базовой части нагрузок равна 2500 долл.
за 1 КВт установленной мощности при
условии продолжительности строительства
от начала первого бетона до ввода в
промышленную эксплуатацию не более
пяти лет. Сегодня цена строительства
АЭС составляет 4500—5000 долл. за 1 КВт
установленной мощности, а сроки - 7-8
лет, что разоряет Россию.
Отсутствует
жесткая координация планирования
электропотребления, развития генерирующих
мощностей, электросетевого комплекса,
газотранспортной системы, железных
дорог, водных путей, автодорог.
Существенно
снижена эффективность капитального
строительства и инвестиционного
процесса в целом за счет необоснованного
включения завышенной инвестиционной
составляющей в стоимость электрической
и тепловой энергии.
Инвестиционные
риски перенесены на потребителей
электроэнергии.
8.4.5.
Сравнение стоимости электроэнергии в
России и в других странах.
При
таком сравнении рублевая стоимость
электроэнергии должна пересчитываться
с использованием не стоимости доллара
по курсу ЦБ, а по паритету покупательной
способности доллара (ППС$) по всему
ВВП, например: в 2010г. вместо 1$ ЦБ = 30,5
руб., необходимо использовать значение
1 ППС$ = 16 руб. (данные Росстата).
Доказательство этого утверждения
базируется на следующих положениях:
во-первых,
производство, транспорт, распределение
и сбыт электроэнергии производятся
внутри страны на отечественных
предприятиях с амортизированным
оборудованием, на российском топливе
и отечественной рабочей силой.
Соответственно, товары, услуги и
стоимость рабочей силы оплачивают по
внутренним рублевым ценам и расценкам.
Доля электроэнергии, произведенной
на новом импортном оборудовании,
купленном за валюту по курсу ЦБ,
незначительна.
во-вторых,
доля электроэнергетики (1,9 трлн. руб.)
в общем объеме ВВП (44,5 трлн. руб. - пример
2010 года) составляет существенную
величину - 4,3%.
в-третьих,
среднегодовой темп изменений потребления
электроэнергии однозначно зависит от
среднегодового темпа изменения ВВП.
В период падения ВВП (1991-1998гг., 2009г.) на
1% падения ВВП приходится в среднем
0,55% падения потребления электро
энергии;
в период роста ВВП (1999-2008гг.) на 1% роста
ВВП приходится 0,3% роста потребления.
В
2011г. стоимость электроэнергии в России
составляет 2,8-5,2 руб. за кВт/ч. или 0,18 -
0,33 ППС$ в первой ценовой зоне (Европейская
часть и Урал), и 1,8-3 руб. за кВт/ч. или 0,1
- 0,19 ППС$ во второй ценовой зоне (Сибирь,
Дальний Восток).
В
США в 2010г. стоимость 1 кВт/ч.: для
промышленности - 0,067 $, для коммерческих
предприятий - 0,1 $;, для населения - 0,11 $.
В странах ЕС, в среднем, в 2 раза дороже,
чем в США. Таким образом, в России по
сравнению с США, ЕС и другими развитыми
странами цена электроэнергии дороже
для:
промышленных
потребителей в 1,5 - 5 раз
для
населения до 2 раз,
в
России сбалансированная цена на
электроэнергию для различных потребителей
должна соответствовать средним ценам
в США для этих потребителей, т.е. не
выше 1,8 руб. за кВт/ч. (в ценах 2010г.). Это
объясняется тем, что Россия, также как
США, имеет полностью собственное
топливообеспечение для электростанций;
предельная
(максимальная) стоимость электроэнергии
не должна превышать ее средней цены в
ЕС или не более 2,1 руб. - для промышленности
и 3,6 руб. за кВт/ч для населения. С учетом
перекрестного субсидирования в стране
промышленностью населения - 12% общего
потребления электроэнергии, эти
стоимости должны равняться соответственно
2,2 руб. и 3 руб. (в ценах 2010г.). Соответствие
предельной стоимости электроэнергии
в России средней стоимости в странах
ЕС объясняется тем, что большинство
стран ЕС имеют значительную долю
импорта в поставке топлива для ТЭС, а
доля ТЭС в производстве электроэнергии
составляет более 50%. При этом, в структуре
себестоимости электроэнергии на ТЭС,
затраты на топливо составляют более
60-70%. В то же время, стоимость газа для
стран ЕС всегда на 30% выше, (из-за акциза
на газ) чем внутренняя стоимость газа
для России.
Применительно
к оптовому рынку электроэнергии,
например, стоимость электроэнергии
АЭС в 2010г. составляла 1,1 руб. или 0,069
ППС$. Для сравнения, цена электроэнергии
от АЭС США равнялась 0,018 $ или в 3,8 раза
меньше, чем в России.
Однако
в 2011г. этот уровень цен уже превышен в
1,5 раза для промышленности и коммерческих
предприятий, как следствие - внутреннее
производство становится
неконкурентоспособным. Кроме того,
существующее положение вызывает резкое
негативное отношение населения и
бизнеса, не связанного с ТЭК, к отрасли,
а президент и премьер- министр не могут
получить вразумительного ответа на
вопрос «Почему же растет цена на
электроэнергию?» ни от руководителей
отрасли, ни от экспертного сообщества.
В
настоящее время все три характеристики,
определяющие качество функционирования
электроэнергетики (надежность и
безаварийность энергоснабжения,
доступность подключения к энергосистеме
и стоимость электроэнергии) находятся
в неудовлетворительном состоянии.
Ни одна из заявленных РАО «ЕЭС России»
накануне реформы электроэнергетики
целей не была реализована.
8.4.6.
Сравнение внутренней стоимости газа
с «равновесной» (пе^Ьаск)ценой при
его
экспорте в страны ЕС.
Сравнение
внутренней стоимости газа с «равновесной»
(net-back) ценой при его
экспорте в страны ЕС так же, как и
международное сравнение стоимости
электроэнергии, должно проводиться не
по курсу доллара ЦБ, а с использованием
значения ППС$ по всему ВВП.
Доказательство
этого утверждения базируется на
аналогичных положениях, которые были
использованы при международном сравнении
стоимости электроэнергии. А именно:
во-первых,
добыча, транспорт и сбыт газа производятся
внутри страны по российским лицензиям,
на отечественных предприятиях, с
амортизированным оборудованием и
отечественной
рабочей силой. Соответственно, товары,
услуги и стоимость рабочей силы
оплачиваются по внутренним рублевым
ценам.
во-вторых,
стоимость газа, потребленного внутри
страны - 1трлн. руб. (410 млрд. куб. м.,
стоимостью около 2500 руб. за 1000 куб. м.
- данные 2010 года), составляет существенную
величину - 2,3% в общем объеме ВВП.
в-третьих,
среднегодовой темп изменения внутреннего
потребления газа однозначно зависит
от среднегодового темпа изменения
ВВП. В период падения ВВП (1991 - 1998гг.,
2009г.) на 1% падения ВВП приходилось в
среднем 0,68% падения внутреннего
потребления газа, а в период роста
ВВП (1999 - 2008гг.) на 1%роста ВВП приходилось
в среднем 0,31% роста внутреннего
потребления газа. Близкие значения
темпов изменения внутреннего
потребления газа и электроэнергии от
темпа изменения ВВП объясняется тем,
что 50% внутреннего потребления газа
расходуется на производство
электроэнергии.
В
2011г. стоимость газа 2900 - 3900 руб. за
тыс./куб. м. соответствует 180-240 $ППС, то
есть уже достигла равновесной цены с
Евросоюзом - 220-240 $ за 1тыс./куб.;
Решение
о дальнейшем росте цены газа на 15% в год
до 2014г., (программа доведения стоимости
газа до равновесной с ЕС в соответствии
с курсом $ ЦБ) - ОШИБОЧНО. Этот рост на
открытом рынке автоматически приводит
к росту стоимости электроэнергии на
15%, так как в себестоимости электроэнергии
газовых ТЭС (без мощности) стоимость
газа составляет порядка 95%. В результате,
с рынка электроэнергии газовой отрасли
переводится дополнительно 50 млрд.
руб. Так как, цена энергетических углей
жестко привязана к цене газа, то еще 20
млрд. руб. уйдут в качестве сверхприбыли
монопольным поставщикам энергетических
углей для угольных ТЭС. Соответственно,
на 70 млрд. руб. (10% объема инвестиций
в 2010г.) упадет объем инвестиций в
электроэнергетику, и на 50 млрд. руб.
(6,3% от объема инвестиций 2010г.) увеличится
объем инвестиций газовой отрасли.
Имеются
еще два обстоятельства, почему цена
газа для электроэнергетики должна быть
заморожена на уровне 2011г.:
во-первых,
электроэнергетика страны старше
газовой отрасли на 20 лет. Послевоенная
ускоренная электрификация страны
стартовала в начале 1950-х гг. А мощное
развитие газовой отрасли началось
значительно позже - в начале 1970-х гг.
Соответственно, техническое и
технологическое состояние электроэнергетики
страны существенно хуже, чем газовой
отрасли. Кроме того, в течение всего
периода времени после распада СССР,
газовая отрасль, в отличие от
электроэнергетической имела
дополнительный существенный источник
высокорентабельного дохода, и,
следовательно, инвестиции, за счет
экспорта газа (около 1/3 объема добычи
в России) по мировым ценам в страны ЕС
и СНГ. Эти ресурсов поддерживали
техническое состояние и развитие
газовой отрасли на существенно более
высоком уровне, чем в электроэнергетике.
во-вторых,
в 2011-2012 гг. мировые цены на газ увеличатся
на 25-30%, и, соответственно, чистая
прибыль газовой отрасли увеличится
на 120-150 млрд. руб. Это объясняется
тем, что экспортная цена газа привязана
к стоимости нефти с запаздыванием на
6-9 месяцев. Рост стоимости нефти на
мировом рынке осенью - весной 2010-2011
года составил 30-40%. В то же время,
экспорт электроэнергии из России
составляет всего 1-2%, и никак не влияет
на объем финансового рынка электроэнергии.
Таким
образом, доля (нагрузка) капитальных
инвестиций (700 млрд. руб. в 2010г.) на объем
выручки в электроэнергетике (1,9 млрд.
руб.) значительно выше, чем в газовой
отрасли (790 млрд. руб. и 4 трлн. руб.).
Или эта доля в электроэнергетике
составляла 37%, в газовой отрасли - 21%,
т.е. в 1,8 раз больше. Следовательно,
Газпром и другие газовые компании имеют
значительно больше возможностей
увеличить финансирование своих
инвестиционных программ, как за счет
увеличения физического объема экспорта
газа, так и за счет роста стоимости
этого газа на мировых рынках.
Следует
отметить, что в ближайшие годы
прогнозируется значительный рост
экспорта российского газа в ЕС, Китай
и страны Азиатского - Тихоокеанского
региона (АТР). Это связано с тем, что
после аварии на АЭС Фукусима-1, развитие
атомной энергетики в мире