Характеристика нефтеперерабатывающей отрасли.

Несмотря на изобилие нефтяного сырья, Россия по-прежнему серьезно отстает от развитых и развивающихся стран по глубине переработки нефти и качеству нефтепродуктов. На сегодняшний день отечественная нефтепереработка - это 27 НПЗ мощностью 257,8 млн. т в год, 43 мини-завода и 5 перерабатывающих предприятий "Газпрома" суммарной мощностью 16,1 млн. т в год, которые не входят в отраслевую отчетность, и один нефтемаслозавод мощностью 540 тыс. т в год. Большинство НПЗ включено в вертикально интегрированные компании: четыре - у «ЛУКОЙЛа», два - у «Роснефти», пять было - у «ЮКОСа», по два - у ТНК-BP и «Славнефти», по одному - у «СИДАНКО», «Сургутнефтегаза» и «Сибнефти». Девять заводов не относятся к вертикально интегрированным компаниям. Газоконденсатные заводы (расположенные в Астрахани и Сургуте) принадлежат «Газпрому». Характеристика размещения НПЗ в Россиив сравнении с развитыми странами (на 2003 г). Страна,регион Количестводействующих заводов Общая мощностьпо переработке нефти,млн.т/год Средняя мощностьзавода,млн.т/год Россия 27 273,9 11,3 Прочие страны СНГ 18 150,0 8,3 Канада 22 93,0 4,2 8 ведущих стран Западной Европы 85 558,0 6,6 США 163 775,0 4,8 Япония 40 251,0 6,3 По отчетным данным, мощность нефтепереработки в России составила в 2003 г. 273,9 млн. т в год. Предприятия отрасли были загружены на 69,2%, что соответствует объему переработки 189,6 млн. т в год, тогда как суммарная проектная мощность российских НПЗ - 309 млн. т, однако такой максимальной загрузки они не достигали никогда. Пик объемов переработки пришелся на 1985 г. - 305 млн. т, а после 1990 г. они были существенно снижены. Отечественные нефтеперерабатывающие заводы условно можно разделить на четыре группы (поколения). НПЗ первого поколения (их 12) были построены до и во время Второй мировой войны, для них характерна малая мощность устаревших установок, все они нуждаются в коренной реконструкции. В ряде случаев правомерно ставить вопрос о закрытии этих заводов (как принято поступать в мировой практике с безнадежно устаревшими предприятиями). Заводы второго поколения (9) перерабатывают более 60% всей нефти России. Они построены между 1945 и 1965 гг. на основе использования так называемых типовых установок. Некоторые из этих установок были относительно малы, и поэтому НПЗ данного поколения состоят из 40 и более технологических объектов. НПЗ третьего поколения (6) были составлены из установок большой производительности, включая установки первичной переработки мощностью 3-6 млн т, каталитического риформинга (0,6-1 млн. т) и гидроочистки топлив (1,2-2 млн. т). Их сооружение началось во второй половине 60-х годов прошлого века. Самая недавняя конструкция - заводы четвертого поколения (Ачинский - в России и четыре - в странах бывшего СССР) - основана на идее объединения технологических объектов в единую комбинированную систему. Все российские НПЗ отличаются относительно низким уровнем конверсии сырья в более ценные продукты, а также высоким энергопотреблением - в два-три раза больше, чем у аналогичных предприятий за рубежом. Сегодня переработка в нашей стране ведется преимущественно на установках первичной перегонки нефти. В результате чего объемы производимого мазута и дизельного топлива в два раза превышают внутреннюю потребность и являются экспортным ресурсом. Качество автомобильного бензина, реактивного и дизельного топлив в массовых объемах не соответствует евростандартам. Между тем потребность отраслей экономики в основном полностью удовлетворена нефтепродуктами по количеству и по качеству. В настоящее время в России отсутствует действенный механизм, стимулирующий производство нефтепродуктов высокого качества. Таких, как дизельное топливо с содержанием серы 0,01%, современные масла. Причины сложившейся ситуации: Что происходит с нефтеперерабатывающим сектором экономики страны, практически полностью оказавшимся под контролем ВИНК? Каковы причины сложившейся ситуации и как на нее можно повлиять? В целом причины отрицательной динамики ясны. Прежде всего, это высокая степень изношенности основных производственных фондов нефтепереработки, доставшихся в наследство ВИНК от советской экономики. В 1995 году уровень износа ОПФ в нефтепереработке составлял 63,3% против 47,5% в целом по промышленности и был самым высоким среди основных отраслей промышленности. В 2002 году уровень износа основных производственных фондов в нефтеперерабатывающем сегменте составил уже 47%, что является вполне приемлемым показателем. По сути, в 1995-2002 годах суммарная мощность НПЗ России уменьшилась в первую очередь за счет выбытия предельно изношенных мощностей. С одной стороны, это позитивный процесс, некая "очистка" сектора от избыточных физически и морально устаревших мощностей. Тем не менее, замещения выбывающих мощностей новыми не происходит, т.е. выбытие активов (масштабное сворачивание сектора) в нефтеперерабатывающем сегменте налицо. И это закономерно: инвестиции в нефтепереработку существенно отставали от инвестиций в добычу нефти. Однако, с другой стороны, мировой спрос на нефтепродукты (без учета стран бывшего СССР) за этот же период увеличился почти на 490 млн тонн в год, или на 15,5%, в т.ч. на автобензины - на 185 млн тонн (19%). И если бы стратегия развития бизнеса российских ВИНК строилась на наращивании не только экспорта сырой нефти, но и экспорта нефтепродуктов, то мировой рынок вполне предоставлял бы возможности для обеспечения сбыта производимой продукции. Поэтому говорить о том, что развитие нефтепереработки сдерживалось отсутствием дополнительных рынков сбыта, некорректно. Главной же проблемой российской нефтепереработки является не выбытие мощностей, а моральное старение, чрезвычайно низкие глубина переработки нефти и качество производимых нефтепродуктов. Из 27 российских НПЗ 20 работают по 40-50 лет. В среднем по России выход автобензинов не превышает 10-15% при 50% в США, а выход мазута, напротив, в среднем по стране составляет 32% против 5% в США. Утверждения менеджмента ряда крупных ВИНК о "стратегической невыгодности" нефтеперерабатывающего бизнеса представляют собой не более чем миф, оправдывающий бездеятельность: если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов на НПЗ России соответствовали мировым аналогам, то и продавать их было бы выгоднее, чем сырую нефть. Из тонны нефти в России делают втрое меньше светлых нефтепродуктов, чем в США. Качество большей части российской нефти требует дополнительных затрат при переработке. Мазут и солярка остаются основными продуктами российских НПЗ. Если сравнить стоимость 1 тонны экспортируемой нефти и стоимость корзины нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны сырой нефти, то выходит, что средняя экспортная цена стандартной корзины российских нефтепродуктов существенно ниже мировых цен на нефть, а значит, экспортировать нефтепродукты невыгодно в принципе. Экономисты крупных российских ВИНК утверждали: "Нефтепереработка не является самостоятельным бизнесом, она - амортизатор для сохранения объемов добычи нефти". При сегодняшней структуре стандартной корзины российских нефтепродуктов, получающейся при переработке нефти на сегодняшних НПЗ, с их уровнем глубины переработки нефти и выхода светлых нефтепродуктов, это действительно так. Однако если принять во внимание доходы, которые могли бы получать экспортеры нефтепродуктов из России, если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов соответствовали мировым аналогам (глубина переработки свыше 90%, выход автобензинов примерно 45%), мы получаем качественно иную картину. В этом случае, если взять за основу для сопоставлений цену 1 тонну сырой нефти сорта Urals (среднегодовую за 2003 год - $26,83 за баррель, за 2007 г. – более 60 долларов) и стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ (только трех! - дизельного топлива, мазута, автобензинов, или примерно 75% от всего выхода нефтепродуктов) по средним ценам на Роттердамской бирже за 2003 год, то рыночная цена продаж получается примерно одинаковая - $196-197 за тонну. Если при этом учесть дополнительную стоимость средних дистиллятов, получаемых при переработке 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ, то рыночная цена продаж 1 тонны нефтепродуктов получается на 20-25% выше рыночной цены 1 тонны сырой нефти. Нужно при этом учитывать, что далеко не вся нефть в мире продается по рыночным ценам, в частности, российские экспортные поставки нефти в Европу (особенно в Восточную Европу) по действующим контрактам приносят на 10-20% меньше дохода, чем составляет рыночная цена нефти сорта Urals. Однако при сегодняшней структуре российской нефтепереработки стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном российском НПЗ, составляет (исходя из средних цен нефтепродуктов на Роттердамской бирже за 2003 год) всего $161. Другое дело, что у ВИНК нет стимулов расширять производство качественных нефтепродуктов. С одной стороны, спрос на них внутри страны сдерживается, по сути, культивируемой властями отсталостью автомобильного парка. Потребление автобензинов и дизельных топлив на душу населения в России отстает от мирового уровня в три-пять раз. С другой стороны, по целому ряду причин компании лишены перспективы расширения экспорта светлых нефтепродуктов. К тому же в отсутствие правовой стабильности инвестиции в НПЗ остаются рискованным вложением капитала. Что, помимо политики ВИНК, мешает развитию нефтепереработки в России?

Транспортные барьеры. Доступ к основным внешним рынкам сбыта нефтепродуктов экономически эффективен, в основном, при использовании морского транспорта. Вместе с тем, большинство российских НПЗ (за исключением "Киришинефтеоргсинтеза" и Туапсинского НПЗ) расположены в глубине территории страны, вдали от портовой инфраструктуры. Это делает постановку вопроса о развитии экспорта нефтепродуктов через модернизацию действующих НПЗ экономически неэффективной: Россия - практически единственная страна, которая добывает нефть внутри континента и на экспорт ее приходится перекачивать на расстояние 2500-3000 км. У всех остальных основных нефтедобывающих стран транспортное плечо по суше не превышает 200-300 км. На самом деле, транспортное плечо - основной фактор, препятствующий расширению экспорта нефтепродуктов из России, т.к. оно увеличивает затраты на экспорт нефтепродуктов c заводов Европейской части России на $20-30 за тонну, а с Омского, Ачинского, Ангарского заводов - до $80за тонну. У проблемы существует два способа решения - строительство новых "портовых заводов" и строительство инфраструктуры магистрального транспорта нефтепродуктов от заводов внутри территории России к портовым терминалам по перевалке нефтепродуктов. Напомним, что активное развитие экспорта нефтепродуктов происходило в последние десятилетия в первую очередь в добывающих странах, имеющих возможность развивать нефтеперерабатывающие мощности вблизи портовой инфраструктуры (Кувейт, Саудовская Аравия, Венесуэла, Алжир). Такая стратегия в нынешних российских условиях затруднена. Среднее плечо транспортировки нефтепродуктов от существующих НПЗ до перевалочных терминалов в портах составляет более 1500 км. Транспортировка нефтепродуктов железнодорожным транспортом, по оценкам нефтяных компаний, "утяжеляет" затраты на экспорт нефтепродуктов на $6-7 на баррель перерабатываемой нефти. В то же время экспортные направления системы магистральных нефтепродуктопроводов, ведущие к портовым перевалочным терминалам, в России неразвиты. До недавнего времени наибольшая часть экспорта светлых нефтепродуктов России осуществлялась через Вентспилский морской порт (Латвия) - через него на рынки Северо-западной Европы ежегодно направлялось 45-50% общего объема экспорта нефтепродуктов из России (в южном - черноморском - направлении поставлялось примерно 30%, в прочих направлениях, включая континентальное, - 20-25% экспорта нефтепродуктов из России). В последнее время возник ряд проектов, реализация которых может способствовать расширению морского экспорта нефтепродуктов по черноморскому и балтийскому направлению. Речь идет о строительстве магистрального нефтепродуктопровода Сызрань-Саратов-Волгоград-Новороссийск для экспорта нефтепродуктов через Новороссийский морской порт в объеме до 10 млн. тонн в год и магистрального нефтепродуктопровода Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск с выходом на побережье Балтийского моря в район морского порта г. Приморск, Ленинградская область (пропускная способность первой очереди нефтепродуктопровода - 9 млн. тонн в год, полная проектная мощность - 24 млн. тонн). Однако, во-первых, строительство даже этих направлений экспорта нефтепродуктов качественно не изменит ситуацию (в основном эти направления заместят существующий экспорт нефтепродуктов через Вентспилс, чем создадут возможности для увеличения суммарного экспорта нефтепродуктов, - в России не производится такое количество качественных нефтепродуктов, которые возможно было бы экспортировать). Во-вторых, плечо транспортировки нефтепродуктов и для черноморского, и для балтийского направлений все равно остается достаточно высоким, разъедая маржу эффективности экспорта нефтепродуктов. В-третьих, экспорт нефтепродуктов в черноморском и балтийском направлениях будет сдерживаться пропускной способностью турецких и датских проливов, растущими экологическими требованиями, а также жесткой конкуренцией на европейском рынке. Поэтому, например, терминал в Высоцке (Ленинградская область), введенный ЛУКОЙЛом в действие в июне 2004 года (первая очередь - мощностью 4,7 млн. тонн нефтепродуктов в год; всего планируемая мощность терминала - 10,6 млн. тонн в год), пока работает в основном на перевалку сырой нефти. Так выгоднее. Нефтепродуктовый терминал в бухте Батарейная (юго-восточное побережье Финского залива), который давно планирует построить "Сургутнефтегаз", так пока и не введен в действие (сейчас окончание его строительства увязывают с началом строительства завода гидрокрекинга в Киришах). Основные мощности российских НПЗ невыгодно расположены с точки зрения экспорта.

Спрос и предложение. Реальные изменения возможны были бы в случае модернизации и развития "портовых" заводов, в т.ч. привязанных к новой терминальной инфраструктуре. Например, компания "Роснефть" ведет разговоры о строительстве нового НПЗ в Приморске, вблизи портовой инфраструктуры перевалки нефтепродуктов (хотя, как уже отмечалось, с точки зрения проблем Балтийского моря это не самый перспективный путь). Некачественная продукция российских НПЗ не пользуется спросом, что мешает наращивать производство. В это же время правительство России пока всерьез не хочет осознавать необходимость строительства новой инфраструктурной системы по транспорту нефти с выходом на Баренцево море, хотя ее строительство могло бы подстегнуть развитие современных нефтеперерабатывающих производств вдоль маршрута транспортировки нефти. Многие страны-экспортеры нефти в последние десятилетия сделали ставку на развитие именно экспорта нефтепродуктов и именно через строительство "портовых" заводов. Сегодня соотношение суммарной перерабатывающей мощности НПЗ к объемам экспортируемой нефти (в виде сырья или нефтепродуктов) в Венесуэле и Кувейте уже приближается к 0,5 при мизерном собственном потреблении (т.е. фактически каждые 5 из 10 тонн нефти могут экспортироваться в виде готовых продуктов). Причем, в основном это современные нефтеперерабатывающие производства с высокой глубиной переработки нефти. Следует учесть, что примерно 35% российского экспорта нефтепродуктов (почти 20 млн. тонн в год) составляет топочный мазут, который на самом деле, будучи побочным продуктом нефтеперерабатывающего производства (компании просто вынуждены производить его в связи с низкой глубиной переработки нефти на устаревших НПЗ), продается на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива, т.е. примерно на 30% ниже цен сырой нефти, для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций, не извлеченных в России (т.е. такой экспорт приносит еще меньше выгоды, чем экспорт сырой нефти). Доля качественных нефтепродуктов (автобензинов и авиакеросинов) в структуре экспорта нефтепродуктов чрезвычайно низка (в совокупности около 10%). Дизельное топливо, экспортируемое из России - опять же, ввиду низкого качества - продается в основном как газойль, по ценам существенно более низким, чем мировые цены на основные марки дизельного топлива. Итак, для более активного развития отечественной нефтепереработки России явно необходимо искать выходы на экспортные рынки с продукцией принципиально иного качества. Для этого нужно строить современные комплексы глубокой переработки нефти (на основе установок каталитического или гидрокрекинга) вблизи портовой инфраструктуры в тех регионах, где есть доступ к глубоководным океанским акваториям (в первую очередь на Баренцевом море), развивать транспортные и перевалочные мощности для экспорта нефтепродуктов через действующие морские порты. Никто не говорит о том, что этот процесс должен принять массовый характер. Даже реализация 2-3 проектов по строительству новых комплексов глубокой переработки нефти и модернизации действующих НПЗ в период 2005-2007 годов была бы уже позитивным импульсом, которого сегодня мы не видим.

Инвестиционная политика. Для модернизации одного действующего завода с целью создания комплекса глубокой переработки нефти на основе установок каталитического или гидрокрекинга необходимы инвестиции в объеме примерно $500 млн, что примерно равно годовому объему инвестиций в нефтепереработку всех российских ВИНК. Строительство нового завода подобного типа потребует более $1,5 млрд. Средние сроки строительства таких установок составляют 3-5 лет. На 2008 год для современной модернизации НПЗ требуется не менее 30 млрд. долларов, а если время будет упущено, то минимум в два раза больше В таком специфическом капиталоемком бизнесе, как нефтепереработка, где доходность инвестиций не так уж высока, инвесторам необходима уверенность в долгосрочной стабильности условий экономической деятельности. К сожалению, в России об этом пока говорить рано. Ставки налогов для нефтяных компаний под лозунгом "оптимизации налогообложения" меняются практически каждый год, пошлины на нефтепродукты - вообще вещь непредсказуемая. В результате стратегия расширения экспорта нефтепродуктов все-таки реализуется российскими ВИНК, но, к сожалению, преимущественно за пределами российской территории. Рассуждая о невыгодности переработки нефти в России, российские ВИНК активно инвестируют в зарубежные заводы. Всего в 1998-2004 годах российские ВИНК вложили в зарубежные НПЗ с суммарной мощностью более 76 млн. тонн нефти в год более $1 млрд инвестиций, или в среднем $13,5 на тонну установленной перерабатывающей мощности. Для сравнения: аналогичный показатель по российским НПЗ составляет примерно $10,8. Приходится признать, что пока Россия явно проигрывает конкуренцию за инвестиции в нефтепереработку сопредельным странам. В общем, вывод простой: невзирая на сверх-доходы, полученные в 1999-2007 годах от небывало благоприятной инфраструктуры экспортных цен, ВИНК только-только добрались до модернизации НПЗ, которая для большинства заводов означает в основном обновление наиболее морально устаревших технологий переработки нефти. При этом процесс этот движется, мягко говоря, не самыми быстрыми темпами. О масштабном техническом перевооружении отечественных НПЗ вообще говорить рано.

Стимулы и антистимулы. Трудно ожидать бурного развития отечественной нефтепереработки в тех условиях, которые сформировались сегодня под влиянием экономической политики российских властей в отношении рынка нефтепродуктов. Самыми серьезными антистимулами для вложения средств в модернизацию российской нефтепереработки являются, с одной стороны, продолжающееся взимание экспортных пошлин на нефтепродукты, с другой - отсутствие действенных мер для повышения качества национального автопарка и, соответственно, отсутствие стимулов для расширения спроса на качественные нефтепродукты. Что касается экспортных пошлин, то их взимание традиционно в понимании российских властей считалось мерой, направленной на защиту внутреннего рынка нефтепродуктов посредством снижения рентабельности экспорта. Однако при этом не принимался во внимание тот факт, что объем производства основных нефтепродуктов, потребляемых на транспорте (автобензинов и авиакеросинов), в России по-прежнему ничтожно мал: автобензинов производится не более 26-28 млн. тонн в год, а авиакеросинов - менее 10 млн. тонн. Понятно, что рынок всегда будет под угрозой дефицита при таком низком объеме производства нефтепродуктов и практически полном отсутствии их импорта, который прекратился, как только российские ВИНК активно взялись за стратегию выстраивания собственной розничной сбытовой сети. Бюджетная составляющая доходов от экспортных пошлин на светлые нефтепродукты весьма незначительна. Поступления бюджета от пошлин на бензины составляют не более $100-200 млн. в год - ясно, что это не проблема "странового масштаба". Зато контрпродуктивный стимулирующий эффект пошлин огромен. Ясно, что при практическом отсутствии качественного роста внутреннего рынка компаниям невыгодно модернизировать НПЗ и увеличивать выход бензинов - на внутреннем рынке они их продать не смогут, а экспорт приносит либо нулевую прибыль, либо убытки (в зависимости от размера пошлин). Прибавьте к этому тот факт, что сооружение одной современной установки каталитического крекинга на любом НПЗ может создать избыток предложения бензинов на внутреннем рынке на 5-10% и серьезно затоварить рынок, - и станет ясно, что нефтяные компании будут подходить к таким проектам очень осторожно. Таким образом, позиция Минфина к проблеме тормозит развитие целого сектора экономики. Единственное, что имеет смысл с точки зрения экономического стимулирования в системе отечественных экспортных тарифов, - сохранение пошлин на вывоз мазута, экспортируемого для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций на зарубежных НПЗ. В условиях сокращения внутреннего потребления мазута (в электро- и теплоэнергетике активно замещаемого газом) и продолжения действия механизма экспортных пошлин на него, да еще и вкупе с отменой экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, это может стать сильным стимулом развития российской нефтепереработки. Еще одна серьезная проблема связана с необходимостью создания стимулов для развития внутреннего рынка нефтепродуктов, стимулирования внутреннего спроса. Ясно, что российскому рынку нефтепродуктов нужна в первую очередь диверсификация качественная - низкое качество потребляемых нефтепродуктов не нуждается в комментариях. Ясно и то, что именно экономическая политика государства в состоянии изменить это положение - в случае если будут ужесточены стандарты требований к автомобильным двигателям до уровня стандартов EURO-3 (введен в России с 2006 г.) и EURO-4 (ожидается принятие в 2007 г.). Это подвигло бы ВИНК к ускорению модернизации действующих НПЗ. Очевидно, что недоразвитость российской нефтепереработки - следствие отнюдь не только модели развития нефтяной отрасли в рамках сложившихся ВИНК. Вполне вероятно, что, будь в стране иная картина возможностей, ограничений и рисков для развития нефтеперерабатывающих производств, стратегия распределения капитала была бы иной. Однако на данном этапе не существует доказательств того, что российские ВИНК заинтересованы в расширении и модернизации нефтеперерабатывающих мощностей как ключевом элементе своего бизнеса. Словом, нефтяной комплекс России остается поставщиком нефти, а также производителем и экспортером продуктов ее неглубокой переработки. Изменить такую ситуацию может долговременная государственная политика.

Государственная политика. Первая задача – это постепенное ослабление зависимости страны от экспорта нефтяного сырья. Реформирование российской нефтепереработки должно идти двумя основными направлениями. Это глубокая переработка за счет деструктивных процессов, обеспечивающих максимальную прибыль, и строительство новых заводов средней мощности. При этом необходимо создание долгосрочной программы конкретных мероприятий, нацеленных на коренную перестройку российской нефтепереработки. Государство должно разработать конкретные меры по стимулированию инвестиций в эту отрасль. Причем регулирующая роль государства должна распространяться на все аспекты жизни отрасли, вплоть до смены собственника предприятий. Именно государство станет главным получателем выгоды от эффекта глубокой переработки нефти, поэтому и должно сделать так, чтобы компании, инвестирующие в процесс глубокой переработки нефти, смогли окупать свои затраты в разумные сроки. Сделать это можно, участвуя в проектах, предоставляя налоговые льготы, сумма которых должна рассчитываться из условий нормативного срока окупаемости. Параллельно строительство новых и реконструкция действующих заводов сформируют масштабный заказ для отечественного машиностроения, которое потянет за собой и смежные отрасли промышленности: черную и цветную металлургии, приборостроение и т.д. Вторая задача – это ориентация на внутренний рынок, который помимо экономических выгод несет в себе потенциал стабильности при существенных конъюнктурных колебаниях на мировых рынках нефти и нефтепродуктов. Сегодня внутренний рынок энергоносителей, и в первую очередь рынок нефтепродуктов, развит в России слабо. Глубоко деформированные цены, недобросовестная конкуренция, господство теневого и криминального капитала превращают его, как правило, в чисто спекулятивный механизм, что существенно снижает его роль в производственном процессе и, следовательно, в формировании федерального и региональных бюджетов. Поэтому сегодня на первом плане - чрезвычайно важная и трудная задача: создание цивилизованного и эффективного внутреннего рынка России, где гармонично сочетались бы интересы государства, производителя и потребителя. И главную роль в формировании такого механизма должны играть органы государственной власти.