Глава 4. Формирование оптимального инвестиционного портфеля в сфере топливно-энергетического комплекса (стр. 2 )

В крупном плане реализация инвестиционной стратегии в сфере ТЭК России в условиях глобализации экономики должна обеспечить решение следующих задач:

-  сохранение наиболее ценных элементов накопленного научно-технического потенциала и использование его для комплексного развития топливно-энергетической сферы;

-  развитие и использование сравнительных конкурентных преимуществ российской природно-сырьевой базы;

-  преодоление сложившихся деформаций в отраслевой, внутриотраслевой и производственной структуре, выражающихся в техническом и технологическом отставании отечественных основных фондов в сфере ТЭК;

-  насыщение внутреннего рынка продукцией отрасли в соответствии с объемами и структурой спроса;

-  создании собственной ниши на мировом рынке.

Как видно из приведенных в таблице 34 данных, потребности страны в инвестициях в сферу ТЭК до 2020 года составляют от 520 до почти 700 млрд. долларов США. Если учесть фактические вложения в сферу ТЭК за 2001 и 2002 годы в объеме 23,7 млрд. долларов США, то на оставшиеся до 2006 годы, чтобы оставаться в рамках расчетных потребностей в инвестициях в сферу ТЭК для обеспечения экономического роста страны, необходимо увеличение вложений как минимум в два раза.

Расчеты прогнозных инвестиционных потребностей России сделаны исходя из темпов экономического роста (прирост ВВП 5-6 % в год) никак не обеспечивающего экономического прорыва экономики страны в условиях глобализации. Если даже ориентироваться на среднегодовой прирост ВВП в 7,15%, обеспечивающего его удвоение в ближайшие 10 лет, то объемы инвестиций должны быть увеличены не в два раза, а значительно.

За последние годы наиболее высокие в российской экономике темпы инвестиционного подъема демонстрирует нефтяная отрасль, мультиплицирую к тому же высокую деловую и инвестиционную активность в других сферах производства. В гг. объем инвестиций в основной капитал в отрасли увеличился в 2,1 раза.

Основными источниками финансирования инвестиционных программ в сферу ТЭК выступают собственные средства компаний. В 2002 году их доля, включая заемные средства, составила почти 90%, из которых более 3/4 пришлась на амортизацию и 1/8 часть – на прибыль. Кредиты банков по международным кредитным соглашениям составляют менее 2% от общего объема инвестиций.

По оценкам руководителей банков, малопривлекательность их инвестирования в сектор ТЭКа связана с высокими рисками и длительной окупаемостью инвестиционных проектов. Поэтому в качестве приоритетных целей для компаний сферы ТЭК продолжает сохраняться тенденция осуществления инвестиций не в комплексные инновации, а в отдельные мероприятия, связанные в основном с поддержанием текущего производства. Это снижает прибыльность инвестиционных мероприятий и не позволяет перейти к выпуску высокотехнологичной продукции.

Между тем задачи поддержания объемов добычи углеводородного сырья и расширения экспортного потенциала нефтяных отраслей в среднесрочной перспективе требуют привлечения значительных инвестиционных ресурсов. Это требуется прежде всего для вовлечения в оборот неработающих скважин, что предполагает усиление инновационного «наполнения» инвестиционных вложений.

Анализ показывает, что значительно возросший в последние годы из-за благоприятной внешнеэкономической конъюнктуры финансово-экономический потенциал нефтяного сектора реализуется в инвестиционной сфере далеко не в полную меру.

Анализ выполнения подпрограммы «Стабилизация нефтедобывающей промышленности и нефтегазостроительного компелекса» ФЦП «Топливо и энергия» (гг.), нацеленной на стабилизацию уровня добычи нефти и восполнение минерально-сырьевой базы, внедрение высоких технологий в добычу нефти и бурение скважин, показал, что на ее реализацию было направлено 381,5 млрд. рублей, или 58,8% от предусмотренных затрат. В результате эксплуатационное бурение нефтяных скважин было выполнено в объеме 29,4 млн. метров (39,3% запланированного), введено 13817 новых нефтяных скважин – только 48 от предусмотренных программой.[11]

Практически все нефтяные компании после 1998 года увеличили объемы инвестиции. Однако качественная оценка результатов от их использования показывает, что достигнута лишь относительная стабилизация в отрасли, связанной, в основном, с ростом мировых цен на нефть. Уровень инвестиций пока не обеспечивает простого воспроизводства, так как выбытие мощностей по добыче нефти превышает их ввод.

Для дальнейшего развития на основе расширенного воспроизводства потребность в инвестициях в нефтяной комплекс на годы, согласно оценочным расчетам, проведенным Минэнерго и Минэкономразвития РФ, в 10-15 млрд. долларов США в год.

В 2000 году инвестиции в основной капитал нефтяных компаний составили 154,8 млрд. руб. (5,5 млрд. долл.)[12], в том числе только 19,7 млрд. руб. (0,7 млрд. долл.) за счет отчислений от прибыли, тогда как объемы полученной здесь прибыли составили 295,6 млрд. руб. (10,5 млрд. долл.). Другими словами, значительная часть аккумулируемых нефтяниками финансовых средств не инвестируются в отечественное производство (см. рис. 16).

млрд. т млрд. долл.

Рис. 16. Динамика инвестиций в нефтяную отрасль России

Как видим, пока наблюдается серьезное отставание в динамике инвестиций в нефтяную отрасль, что грозит срывом выполнения «Энергетической стратегии…». Поэтому главной задачей государства еще более становится формирование благоприятного инвестиционного климата.

Большие надежды на привлечение столь необходимых средств западных и российских инвесторов в новые крупные проекты возлагались на договорные формы в недропользовании, к каким относятся соглашение о разделе продукции, концессии и аренда. Повышение инвестиционного потенциала этих форм связано с тем, что в них используются специальное стимулирующее налогообложение, определена взаимная ответственность инвестора и государства за выполнение своих обязательств. Однако эти формы не могут быть распространены на многие тысячи месторождений поскольку сложны в администрировании и применимы лишь в индивидуальном порядке на нескольких десятках участков недр.

В настоящее время на территории Сахалинской области в рамках закона «О соглашениях о разделе продукции» действуют два проекта «Сахалин-1» и «Сахалин-2».

Проект «Сахалин-1» о разделе продукции Чайвинского, Одоптинского и Аркутун-Дагинского нефтегазоконденсатных месторождений между Правительством РФ, администрацией Сахалинской области и Консорциумом вступил в силу с 10 июня 1996 года.

В состав Консорциума входят: концерн «Эксон Нефтегаз Лимитед» (дочернее предприятие корпорации «Эксон Мобил», США) – 30%; компания «Сахалин Ойл Девелопмент Кооперейшн Компани, Лтд» (Япония) – 30%; ОНГК Видеш Лимитед (дочернее предприятие Нефтегазовой Государственной Корпорации – ONGC – Индия) – 20%; -Щельф» (дочернее предприятие -Сахалинморнефтегаз», Россия) – 11,5%; -Астра» (дочернее предприятие компания «Роснефть», Россия) – 8,5%. Оператором проекта является компания «Эксон Нефтегаз Лимитед».

Проект «Сахалин-1» предусматривает осуществить разработку нефтегазовых месторождений в 4 этапа сроком до 2055 года. Капитальные вложения инвесторов в обустройство и добычу углеводородного сырья, а также соответствующей инфраструктуры предусмотрено в размере 20,6 млрд. долларов США. Основными статьями затрат являются бурение – 39,6%, строительство береговых и морских сооружений (12,8 и 18,8% соответственно), трубопровода и терминала (21,1%). Прямые доходы России за весь период действия проекта должны составить 47,4 млрд. долл., доход инвестора – 42,2 млрд. долларов.

Соглашение о разработке Пильтун-Астохского и Лунского месторождений нефти и газа на условиях раздела продукции вступило в силу 15 июня 1996 года. Оператор проекта - компания «Сахалинская энергия», акционерами которой являются: «Шелл Девелопмент » (дочернее предприятие корпорации «Роял/Датч Шелл» Великобритания-Голландия, Нидерланды) – 55%; «Мицуи Сахалин Девелопмент Ко.,Лтд» (дочернее предприятие корпорации «Мицуи», Япония) – 25%; «Даймонд Гэс » (дочернее предприятие корпорации «Мицубиси» Япония, Нидерланды) – 20%.

Лицензия на разработку указанных месторождений выдана Консорциуму и компании «Сахалинская энергия» сроком на 25 лет. Общие учтенные извлекаемые запасы разрабатываемых месторождений по проекту «Сахалин-1» оцениваются в 256 млн. тонн нефти и газового конденсата и 407 млрд. м3 природного газа, по проекту «Сахалин-2» - 188 млн. тонн и 642 млрд. м3 соответственно.

Капитальные вложения инвесторов по проекту «Сахалин-2» до 2014 года должны составить 11,5 млрд. долларов. Прямые поступления в консолидированный бюджет РФ за весь срок действия проекта (дл 2045г.) должны составить 44,7 млрд. долл., доходы инвесторов – 39,8 млрд. долларов США.

На 1 сентября 2003 года основные экономические показатели по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2» приведены в таблице 35.

Таблица 35

Основные финансово-экономические показатели проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» на 1 сентября 2003г., млн. долларов

п/п	Наименование	млн. долларов США
Сахалин-1	Сахалин-2	ВСЕГО
1.	Капитальные затраты инвесторов	1600,0	2711,6	4311,6
2.	Возмещено российской стороной, за счет реализации нефти	-	960,4	960,4
3.	Начислено роялти	-	61,1	61,1
4.	Бонусы, полученные от реализации проектов	262,1	37,1	225,0
5.	Поступило налоговых и других обязательных платежей			108,7
6.	Возмещено НДС, затраченного инвесторами при приобретении товаров (работ, услуг) у российских производителей			78,5
7.	Пени, начисленный российской стороне на сумму невозмещенного НДС			16,2

Как видно из приведенных в таблице данных, затраты инвесторов по проекту «Сахалин-1» составили 1,6 млрд. долларов. В связи с тем, что добыча нефти по проекту пока не осуществлялась, возмещение затрат также не было.

По проекту «Сахалин-2» с момента начала добычи нефти (1999г.) ее было реализовано 6,1 млн. тонн, которая была направлена в США и страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Поскольку российским юридическим лицам предоставляется преимущественное право на участие в работах по соглашению о разделе продукции в качестве подрядчиков, поставщиков оборудования или в ином качестве, то к реализации проектов задействованы многие российские фирмы. Так, в рамках проекта «Сахалин-1» компания «Эксон Нефтегаз Лимитед» разместила среди российских производителей работ и услуг 475 контрактов (61% от общего количества) на сумму 2514,5 млн. долларов (62,5% от общей суммы заключенных контрактов). Компания «Сахалинская энергия» в рамках проекта «Сахалин-2» заключила около 13 тысяч контрактов и подрядов на сумму 6981,9 млн. долларов (56,9% от общего объема).

При этом контракты на выполнение работ и оказание услуг заключались с российскими предприятиями, расположенными как в Дальневосточном округе, так и других территориях страны. Так, (г. Москва) заключило контракт на проектирование и строительство нефте - и газопроводов на сумму 1,2 млрд. долл.,

За весь период действия соглашений о разделе продукции по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2» доходы России составили 431,9 млн. долл. (таблица 5: п.3+п.4+п.5). В фонд развития Сахалина по обоим проектам перечислено 120 млн. долларов. Затраты РФ, включая стоимость реализованной нефти, составили 1055,1 млн. долл. (п.2+п.6+п.7). Конечный результат пока таков: затраты России на 1 сентября 2003 года по обоим проектам составили 4,3 млрд. долларов, за счет реализации нефти российской стороной покрыто 960,4 млн. - долг страны перед иностранными инвесторами составляет 3,3 млрд. долларов.

Анализ реализации проектов «Сахалин» в рамках российского законодательства на условиях соглашений о разделе продукции выявляет серьезные проблемы. Основной из них является недостаточное развитие нормативно-правовой базы.

Опыт реализации проектов показал, что государство получает малую долю от нефтяных доходов. От проекта «Сахалин-2» поступления сводятся к уплате единственного налога роялти по ставке 6% от каждой добытой тонны нефти. При этом вся нефть уходит не экспорт. Соглашение позволяет 100% выручки после уплаты роялти относить на возмещение не только текущих, но и всех капитальных затрат, включая и проценты по кредитам.

Так, соглашениями предусмотрено, что каждая сторона проекта имеет право на возврат налога на добавленную стоимость (НДС) в течение пяти рабочих дней после подачи ежемесячных налоговых деклараций в размере разницы между выплаченной и полученной суммой НДС, переведенной в доллары США. В случае несвоевременного возврата НДС начисляются проценты по годовой ставке ЛИБОР плюс четыре процента.

Сроки возмещения налога, установленные соглашениями, как правило, нарушаются. Это привело к тому, что на 1 сентября 2003 года сумма не возмещенного НДС – задолженность российской стороны - составила 50,9 млн. долларов США, в том числе по проекту «Сахалин-1» - 30,3 млн. долл., по проекту «Сахалин-2» - 20,6 млн. долларов, что ведет к потерям федерального бюджета. Кроме того, суммы начисленных процентов на не возмещенный НДС превысил 16 млн. долларов.

Другой аспект этой проблемы. Российское законодательство не предусматривает возможностей для создания инвесторами совместной инфраструктуры в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-«». Льготы по налогам и сборам, предоставляемые инвесторам при выполнении работ или поставках товаров и услуг по одному проекту, не могут распространяться на другой, что является препятствием для совместного строительства и использования объектов промышленной инфраструктуры, ведет к удорожанию проектов. Нормативное урегулирование возможностей инвесторов различных проектов создавать совместную инфраструктуру сократит объем «возмещаемых затрат», повысит эффективность капитальных вложений.

Таким образом, при привлечении иностранных инвестиций на условиях СРП государство должно соблюдать свои интересы, регулировать норму чистой прибыли иностранного инвестора, осуществлять надежный контроль за рациональным недропользованием, закладывать в проекты СРП новейшие технологии, обеспечивать соблюдение экологических и природоохранных требований, определять нормативы и состав затрат, подлежащих возмещению инвестору за счет компенсационной продукции, о есть не допускать утечку за рубеж сверхнормативной прибыли.

Для достижения стратегических целей развития газовой промышленности России, определенных «Энергетической стратегией России на период до 2020 года», инвестиционная программа должна включать решение как минимум таких основных задач:

- обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;

- комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа;

- ресурсо - и энергосбережение, сокращение потерь и снижение затрат на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче и транспортировке газа;

- развитие газотранспортной инфраструктуры для использования возможности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация экспортных поставок газа.

В 2002 году в отрасли капитальные вложения возросли до 155,6 млрд. руб., против 120,5 млрд. руб. в 2001 году (рост – 129%). Введено в действие 818 км. магистральных газопроводов, семь компрессорных скважин, подключено 149 эксплуатационных газовых скважин.

Приведем динамику развития газовой отрасли и ее инвестиционные потребности исходя из «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» (рис. 17.

млрд. куб. м млрд. долл.

Рис. 17. Динамика инвестиций в газовую отрасль России

Регулирующие функции государства в газовой отрасли в настоящее время минимальны и фактически ограничиваются регулированием цен на газ внутри России. Формированием годовых балансов Российской Федерации на газ, проекты генеральных схем развития в газовой отрасли, программы освоения углеводородных ресурсов, порядок доступа к газотранспортной системе фактически занимается естественный монополист – (с дочерними предприятиями).

Почти 90% общероссийской добычи природного газа приходится на , остальное падает на компании, занимающиеся добычей нефти и независимых производителей газа.

ведет добычу газа, конденсата и нефти из недр на 72 газовых и газоконденсатных месторождений, из которых 3 являются базовыми: Уренгойское, Ямбургское и Медвежье. Более 70% газа добывается на месторождениях, находящихся в стадии падающей добычи. Поэтому анализ инвестиционной политики газовой отрасли вполне можно раскрыть на примере . Приведем динамику инвестиций ОАО (таблица 36).

Таблица 36

Основные показатели

инвестиционных программ , (млрд. руб.)

Наименование	2002г. (факт)	2003г. (план)	2004г. (план)
Всего, из них: Промышленная часть, в том числе: - бурение - геолого-разведоч. работы - добыча газа - транспортир. газа - переработка газа - прочие Непромышленное строительство	155,63 151,16 7,93 4,46 48,88 60,77 2,34 26,78 4,47	193,7 187,7 12,74 5,96 68,99 81,15 1,77 17,09 6,0	233,04 222,74 23,62 8,49 56,87 115,4 1,49 16,87 10,3

Источник: Данные Минэнерго РФ

Как видно из приведенных данных, инвестиции на реализацию программ за последние годы растут темпом, превышающим 20%. Основным направлением инвестиционных вложений за этот период является транспортировка газа. Это связано с увеличением ввода месторождений газа.

Так, пуск Заполярного месторождения в 2001 году, являющегося одним из крупнейших и замещающего падение добычи газа на действующих месторождениях, обусловило значительные инвестиции в систему газопроводов Заполярное – Уренгой, которая должна обеспечить подачу газа в ЕСГ. По мере пуска трех установок по комплексной подготовке газа намечается увеличить добычу на этом месторождении до 91,5 млрд. м3. Объем инвестиций только в 2004 году составят здесь 55,9 млрд. рублей, или 30% общего объема финансирования строек, включенных в план капитального строительства инвестиционной программы.

Почти треть объема инвестиций (51 млрд. руб.) направляется в 2004 году на строительство дожимных компрессорных станций и реконструкцию основных производственных фондов с целью недопущения резкого падения добычи газа на месторождениях с падающей добычей. Помимо дообустройства месторождений активно проводится политика вовлечения в оборот месторождений, расположенных недалеко от существующих объектов инфраструктуры и требующих минимальных инвестиций для вовлечения их в промышленную разработку.

К наиболее крупным долгосрочным финансовым вложениям, заложенным в инвестиционную программу газовой отрасли, можно было бы отнести участие в уставных капиталах – 6,4 млрд. рублей, совместная деятельность, в том числе и на условиях соглашений о разделе продукции, в сфере НИОКР и других - 13,6 млрд. рублей. Речь идет об усилении позиций России в зарубежных нефтегазовых компаниях, в том числе в сфере сбыта и реализации газа.

Так, в проект «Запад-Восток» предполагается вложить 6,8 млрд. рублей, в том числе на участие в уставных капиталах Газопроводного совместного предприятия и Единой торговой компании - 4,3 млрд. рублей. Проект эксплуатации газоконденсатных и нефтяных месторождений Арктического шельфа России (Приразломное, Штокмановское) требует освоения 5,8 млрд. рублей инвестиций.

С каждым годом все существеннее становится вклад независимых производителей газа в развитие отрасли. Сегодня они дают 6,4% общероссийского производства природного газа. В 2004 году ими планируется добыть 56,04 млрд. м3 природного газа, что на 15,7 млрд. м3 больше чем в 2002 году и на 10,1 млрд. м3 больше, чем в 2001 году.

Возрастают и инвестиции в этот сектор газовой промышленности. В целом капитальные вложения независимых производителей газового рынка в 2004 году составят 16,5 млрд. рублей, что на 12% превышает уровень 2003 года. По оценке ВНИИГаз, прогнозируются следующие объемы добычи газа независимыми недропользователями в Западной Сибири: в 2005 году – 115,3 млрд. м3, 2010 году – 167,9 млрд. м3, 2015 году – 265,9 млрд. м3, 2020 году – 156,3 млрд. м3. А это, естественно, увеличит нагрузку на газотранспортную систему, что потребует дополнительных инвестиций в решение этой проблемы. Однако ни один из независимых производителей газа не заложил в программу капитальных вложений средств в развитие транспортной инфраструктуры.

Для поддержания работоспособности газотранспортной системы разработана комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта на период до 2006 года. Ее реализация оценивается в 237 млрд. рублей. Технологический эффект реконструкции объектов транспорта газа выражается в повышении производительности системы на 35 млрд. м3 в год и снижение затрат на 5 млрд. м3 газа в год. В реконструируемой системе предусмотрены также годовые поставки газа независимыми производителями газа. Они получат возможность экспортировать свой газ строго исходя из общего объема собственной добычи и пропорционально поставкам на внутренний рынок газа. Но тогда расходы по реконструкции и содержанию всей газотранспортной магистрали России, решению социальных вопросов в регионах и делить бремя дотирования поставок газа населению, жилищно-коммунальному сектору и другим неэффективным, но необходимым для страны секторам экономики должны нести все субъекты газовой отрасли.

Таким образом, как показывает анализ, в России сложилась уникальная ситуация. Государственные функции в газовой отрасли фактически преданы одному из субъектов хозяйственной деятельности – . Возникает объективная необходимость формирования и развития рынка газа на основе создания равных условий для всех производителей и потребителей газа, в том числе и для более широкого развития независимых производителей газа.

Одним из первых шагов в этом направлении могло бы стать законодательное закрепление за Минэнерго РФ функции государственного регулирования, связанное с определением потребности государства в газе, разработку балансов добычи, переработки, экспортного потенциала в газовой отрасли, утверждением технических схем месторождений. Было бы не лишним в рамках законодательного урегулирования газовой отрасли разработка механизма по расчету тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, создание государственной газотранспортной компании.

По запасам угля Россия входит в тройку ведущих государств – обладает 11,3% мировых запасов этого топлива (порядка 200 млрд. тонн). По добыче страна занимает шестое место после Китая, США, Индии, Австралии и ЮАР.

Угольная промышленность как наиболее капиталоемкая отрасль ТЭКа с крайне изношенными основными фондами ощутила особенно большие трудности переходного периода. Именно она стала катализатором социальных взрывов в угледобывающих регионах.

В процессе реформирования угольной промышленности, начиная с 1996 года, государство поддерживало отрасль за счет кредитов Всемирного банка. Всего в годах было получено 1,15 млрд. долл. и порядка 30-100 млн. долл. собственных средств на техническое закрытие шахт и социальную сферу (переселение шахтеров, трудоустройство, строительство жилья и т. д.). Вопросы модернизации оборудования, повышение рентабельности, выживание в условиях рынка возлагалось на собственника. В настоящее время более 80% угля в России добывается компаниями, не имеющими государственной доли в своем акционерном капитале (рис. 18).

В России доля угля искусственно занижена, хотя в развитых странах доля угля в производстве электроэнергии превышает 50%. Главная причина нерентабельности шахт – в отсутствии четкой государственной политики в выравнивании цен на энергоносители и, как следствие, - дешевом газе в России, который де-факто дотируется государством.

Рис. 18. Динамика инвестиций в угольную промышленность России

Основные цели и задачи инвестиционной программы в области электроэнергетики в крупном плане регламентированы Федеральным законом «Об электроэнергетике»: «Целями инвестиционной политики государства в сфере развития единой национальной (общероссийской) электрической сети является повышение эффективности электроэнергетики, устранение технологических ограничений перетока электрической энергии и увеличение пропускной способности электрических сетей для обеспечения выдачи мощностей электростанциями».[13]

Инвестиционная программа электроэнергетики на 2002 год предусматривала финансирование в размере 88,15 млрд. руб. и включала инвестиции по РАО «ЕЭС России» в объеме 22,7 млрд. руб., инвестиционные прогарммы АО-электростанций – 3,4 млрд. руб., средства АО-энерго – 37,7 млрд. руб., инвестиционные программы независимых АО - энерго – 3,95 млрд. руб., и концерна «Росэнергоатом» - 20,4 млрд. рублей. К сожалению, исполнение инвестиционной программы составило только около 80 млрд. рублей (рис. 19).

Исходя из «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», экономических реалий, к важнейшим целям и задачам инвестиционной программы в области электроэнергетики можно также отнести:

- обеспечение свободных перетоков электроэнергии в энергосистеме и создание условий функционирования рынка энергии и мощности;

- поддержание и повышение уровня надежности работы энергосистемы для обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей;

- экспорт электроэнергии и мощности в энергосистемы соседних государств и параллельную работу с энергосистемами зарубежных стран.

млрд. кВт/ч млрд. долл.

Рис. 19. Динамика производства электроэнергии и инвестиций

в электроэнергетику России

Анализ выполнения инвестиционной программы электроэнергетики за последние годы показывает, что эта программа осуществляется с отставанием и нарушением законодательства.

Так, на 2002 год объем инвестиций на выполнение программы электроэнергетики составлял 85,7 млрд. рублей. Приведем структуру источников наполнения инвестиционной программы 2002г.(см. табл. 37).

Таблица 37

Структура источников наполнения инвестиционной программы электроэнергетики в 2002г.