Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние и перспективы развития нефтепроводного транспорта России 8
1.1. Значение системы магистрального трубопроводного транспорта нефти для экономики России 8
1.2. Краткая история, современное состояние и перспективы развития системы трубопроводного транспорта нефти ОАО «АК»Транснефть»... 19
1.3. Государственное регулирование отношений в нефтепроводном транспорте 28
2. Совершенствование тарифной системы в нефтепроводном транспорте России 42
2.1. Федеральная служба по тарифам и ее роль в установлении тарифов в магистральном транспорте нефти. История формирования тарифной системы 42
2.2. Тарифообразование в естественно-монопольных секторах экономики 53
2.3. Состав и структура затрат в магистральном транспорте нефти и основные направления их снижения за счет внедрения инновационных технологий 66
2.4. Совершенствование методики определения тарифов на транспортировку нефти по магистральным нефтепроводам 84
3. Зарубежный опыт установления нефтепроводных тарифов и влияние на их величину банка качества нефти 122
3.1. Опыт США в установлении нефтепроводных тарифов 122
3.2. Внедрение в практику эксплуатации магистральных нефтепроводов банка качества нефти и его влияние на величину нефтепроводных тарифов 127
4. Выводы и рекомендации 150
5. Литература 152
- Краткая история, современное состояние и перспективы развития системы трубопроводного транспорта нефти ОАО «АК»Транснефть»...
- Государственное регулирование отношений в нефтепроводном транспорте
- Состав и структура затрат в магистральном транспорте нефти и основные направления их снижения за счет внедрения инновационных технологий
- Внедрение в практику эксплуатации магистральных нефтепроводов банка качества нефти и его влияние на величину нефтепроводных тарифов
Краткая история, современное состояние и перспективы развития системы трубопроводного транспорта нефти ОАО «АК»Транснефть»...
Фактически система магистральных нефтепроводов РФ находится в государственной собственности и полностью контролируется государством посредством установления цен (тарифов) на транспортные услуги, распределением прав доступа к экспортным нефтепроводам, согласования инвестиций в нефтепроводный транспорт. Государство имеет стратегические интересы в поддержании и развитии оперативной и технологической целостности системы нефтепроводного транспорта.
Развитие конкуренции в магистральном транспорте нефти весьма затруднено. Возможности адресных поставок (из данного пункта добычи в данный пункт потребления) без смешения с другими потоками крайне незначительно. Строительство новых нефтепроводов, неподключенных к сети, слишком дорого и нерационально. Региональные предприятия транспорта обслуживают лишь часть мощных транзитных нефтепроводов и не могут работать независимо от других предприятий.
Расчленение системы привело бы к нехватке пропускных способностей на одних и к их неоправданному избытку на других направлениях перекачки. В этом случае практически каждое предприятие получило бы возможность блокировать транспортировку хотя бы одного из потоков нефти, что придало бы ему свойства монополии. Таким образом, каких-либо реальных выгод от расчленения системы получить невозможно.
Монополия имеет обычно более высокую эффективность производства в связи с ее большими масштабами, концентрацией мощностей, осуществлением крупных капиталовложений в научно-технический прогресс и т.п. Это дает монополии большие возможности снижения издержек. Поэтому вопрос сохранения или уничтожения монополии является вопросом конкретного баланса как положительных, так и отрицательных свойств.
Сохранение целостности и управляемости Единой системы нефтеснабжения России как единого технологического и экономического механизма, безусловно, является при данных условиях экономически наиболее целесообразным решением. Альтернативой ему является сокращение грузопотока, сооружение новых нефтепроводов большой протяженности, резкое повышение затрат и, значит, тарифов [ 5 ].
Система нефтепроводного транспорта является связующей структурой, которая обеспечивает нормальное функционирование нефтяного рынка. Сеть межрегиональных нефтепроводов объединяет поставки нефти от разных производителей в общий поток и распределяет его потребителям согласно договорам на оказание транспортных услуг компанией «Траснефть».
Стандартный набор услуг, предоставляемый Акционерной компанией своим контрагентам, включает транспортировку, перевалку, налив и ответственное хранение нефти. Фактически же Компании вменены обязанности оперативного обеспечения поставок нефти потребителям (с учетом текущего состояния их сырьевых запасов) и на экспорт с соблюдением таможенного режима и контролем документации.
Принципиально важно, что коммерческие потоки нефти (т.е. потоки, планируемые по сумме договоров) не совпадают с оперативными физическими потоками. Последние возникают как результат приспособления системы к возникающей ситуации путем маневрирования потоками, свободными емкостями резервуарных парков, запасами нефти в системе. Коммерческие потоки нефти (графики движения партий нефти от предприятий добычи к потребителям и на экспорт) разрабатывает Межведомственная комиссия при Правительстве России, в которой Акционерная компания «Транснефть» имеет своего представителя. Эти графики затем утверждаются в Минпромэнерго и становятся официальным заданием на транспортировку и поставки, которое Компания должна выполнять в фиксированный период времени. Задание определяет коммерческую схему грузопотоков как результат согласования заявок и договоров и тем самым плановые квоты доступа грузоотправителя к мощностям сети.
В коммерческих потоках нефти учитываются ограничения, налагаемые Акционерной компанией «Транснефть» и принятой нефтяными компания «схемой нормальных грузопотоков». Последняя составлена исходя из: -существующих мощностей нефтеперерабатывающих заводов с учетом состава оборудования и возможностей приспособления заводов к изменениям параметров качества сырья (содержание серы, плотности и т.д.); -структуры и состояния мощностей нефтепроводов; -возможностей системы транспорта по подготовке поставляемых потребителям смесей с заданными параметрами.
На основании этого задания и, сообразуясь, с текущей ситуацией компания «Транснефть» вырабатывает оперативные схемы физических (реальных) потоков нефти в системе. Реализуя эти схемы, компания должна одновременно отслеживать исполнения всей суммы договоров о приеме нефти в сеть и поставках её потребителям.
Таким образом, схема коммерческих потоков определяет цели и программу функционирования сети нефтепроводов в агрегированных валовых показателях, а реализуемые Компанией физические потоки являются способом достижения этих целей, согласованными с имеющимися мощностями и адаптированными к текущей ситуации. Координация потоков нефти в системе обеспечивает рациональное удовлетворение заявок грузоотправителей в режиме реального времени, включая изменение маршрутов, оперативную корректировку графиков, перенос задолженности в поставках по времени. Это требует оперативного согласования режимов приема и поставки нефти по множеству потребителей и поставщиков и последующей сверки исполнительных балансов.
Можно утверждать, что работа «строго по уставу» без выполнения этих дополнительных функций или отсутствие органа, координирующего оперативные потоки и деятельность предприятий нефтепроводного транспорта, дезорганизовала бы функционирование нефтяного рынка. Ни одно предприятие транспорта нефти не может реально эффективно работать без координации Акционерной компанией физических трансрегиональных потоков нефти.
Поставка нефти на экспорт (а значит и предоставление доступа к экспортным нефтепроводом и терминалам) производится по ежеквартальным и месячным графикам, выработанным Межведомственной комиссией и утвержденными Минпромэнерго. В этих графиках приходится учитывать не только указанные выше ограничения, но и возможности размещения российской нефти на зарубежных нефтяных рынках (что не всегда доступно нефтедобывающим корпорациям). Поставки по государственным обязательствам пользуются в таких графиках значительным приоритетом. Предприятия транспорта также приобретают нефть для собственных нужд на общих основаниях и отражают эти покупки в исполнительных балансах.
Формируя физические потоки «Траснефть» имеет дело не с нефтяными компаниями, а с входящими в них предприятиями добычи (их на 2008 год насчитывается по официальным данным около 240). Эти предприятия непосредственно сдают свою нефть, по которой определяются фракционный состав углеводородных компонентов (по температуре кипения фракций), вязкость, содержание серы и примесей (минеральных солей, воды и др.). Технологические процессы отечественных нефтеперерабатывающих заводов настроены на переработку смесей определенного состава, изменение его может привести к потерям качества и стоимости нефтепродуктов и даже остановке заводов. Перенастройка процессов переработки нефти требует времени и осуществляется в целях приспособления не столько к кратковременным колебаниям параметров сырья, сколько к изменениям спроса на нефтепродукты. Обязательства поставлять смеси данного состава входят в договоры Компании с потребителями. Она при этом учитывает конкретные требования к качеству нефти, поставляемой на экспорт в ближнее и дальнее зарубежье.
Государственное регулирование отношений в нефтепроводном транспорте
Систематическое сооружение нефтепроводов в районах добычи нефти — в Урале-Поволжье и Закавказье было начато в середине 60-х годов прошлого века. В этот период, в частности, были построены трансконтинентальные нефтепроводы Туймазы — Омск (впервые применены трубы диаметром 530 мм), Туймазы — Омск — Новосибирск — Иркутск диаметром 720 мм и длиной 3662 км, нефтепроводы Альметьевск — Горький (первая нитка), Альметьевск — Пермь, Ишимбай — Орск, Горький — Рязань, Тихорецк — Туапсе, Рязань — Москва и др. Необходимо особо отметить, что в 1955 г. был введен в эксплуатацию первый «горячий» нефтепровод Озек-Суат — Грозный диаметром 325 мм и протяженностью 144 км; по нему впервые в нашей стране стали транспортировать нефть после предварительного подогрева в специальных печах.
В 1964 г. был введен в эксплуатацию крупнейший в мире по протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский нефтепровод «Дружба», соединяющий месторождения нефти в Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехия, Словакия, Венгрия, Польша, Германия). Открытие крупнейших месторождений нефти в Западной Сибири в корне изменило приоритеты трубопроводного строительства. Транспортировка нефти из данного региона до существовавших промышленных центров была крайне затруднена. Расстояние от месторождений до ближайшей железнодорожной станции составляло более 700 км. Единственная транспортная магистраль — река Обь и впадающая в нее река Иртыш — судоходны не более 6 мес. в году. Обеспечить транспортировку все возрастающих объемов нефти мог только трубопроводный транспорт. В декабре 1965 г. было завершено строительство и введен в эксплуатацию первый в Сибири нефтепровод Шаим — Тюмень диаметром 529 — 720 мм и протяженностью 410 км. В ноябре 1965 г. начато и в октябре 1967 г. завершено строительство нефтепровода Усть-Балык — Омск диаметром 1020 мм и протяженностью 964 км (в США трубопроводов такого диаметра еще не было). Осенью 1967 г. начато и в апреле 1969 г. завершено строительство нефтепровода Нижневартовск — Усть-Балык диаметром 720 мм и протяженностью 252 км. В последующие годы на базе Западно-Сибирских месторождений были построены трансконтинентальные нефтепроводы Усть-Балык — Курган — Уфа — Альметьевск (1973 г.), Александровское — Анжеро-Судженск — Красноярск — Иркутск (1973 г.), Нижневартовск — Курган — Куйбышев (1976 г.), Сургут — Горький — Полоцк (1979 г.) и др.
Продолжалось строительство нефтепроводов и в других регионах. В 1961 г. на месторождениях Узень и Жетыбай (Южный Мангышлак) были получены первые фонтаны нефти, а уже в апреле 1966 г. вступил в строй нефтепровод Узень — Шевченко длиной 141,6 км. В дальнейшем он был продлен сначала до Гурьева (1969 г.), а затем до Куйбышева (1971 г.). Ввод в эксплуатацию нефтепровода Узень — Гурьев — Куйбышев диаметром 1020 мм и протяженностью 1750 км позволил решить проблему транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти Мангышлака. Для этого была выбрана технология перекачки с предварительным подогревом в специальных печах. Нефтепровод Узень — Гурьев — Куйбышев стал крупнейшим «горячим» трубопроводом мира.
Были продлены нефтепроводы Альметьевск — Горький и Туймазы — Омск — Новосибирск на участках соответственно Горький — Ярославль — Кириши и Новосибирск — Красноярск — Иркутск.
На других направлениях в 1971 — 1975 гг. были построены нефтепроводы Уса — Ухта — Ярославль — Москва, Куйбышев — Тихорецкая — Новороссийск и другие, в 1976 — 1980 гг. — нефтепроводы Куйбышев — Лисичанск — Одесса, Холмогоры — Сургут, Омск — Павлодар, Каламкас — Шевченко, Самгори — Батуми и другие, в 1981 — 1985 гг. — нефтепроводы Холмогоры — Пермь — Альметьевск — Клин, Возей — Уса — Ухта, Кенкияк — Орск, Павлодар — Чимкент — Чардар — Фергана, Прорва — Гурьев, Красноленинский - Шаим, Тюмень — Юргамыш, Грозный — Баку.
При движении от грузоотправителя до грузополучателя нефть проходит в среднем 3 тыс. км. ОАО «АК»Транснефть» разрабатывает наиболее экономичные маршруты движения нефти, тарифы на перекачку и перевалку нефти с утверждением их в Федеральной Службе по Тарифам (ФСТ).
Взаимоотношения ОАО «АК»Транснефть» с грузопотребителями регулируются «Положением о приеме и движении нефти в системе магистральных нефтепроводов», утвержденным Минэнерго РФ 1 сентября 1995 г. Этот документ включает методику определения оптимальных объемов поставки нефти и газового конденсата на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) России, квот нефтеперерабатывающих предприятий для поставки на экспорт, порядок составления ежеквартальных графиков транспортировки нефти для каждого из производителей (с разбивкой по месяцам). Документ провозглашает равнодоступность всех грузоотправителей к системе трубопроводного транспорта [ 59 ].
Как было написано ранее по системе магистральных нефтепроводов транспортируется 98 % добываемой в России нефти, 32 % нефтепроводов имеют срок эксплуатации до 20 лет, 34 % — от 20 до 30 лет и свыше 30 лет эксплуатируется 34 % нефтепроводов. Компания выполняет собственными силами и средствами практически весь комплекс профилактических и ремонтно-восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов. В состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-строительная колонна для выполнения капитального ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) без производственного обслуживания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания. В мае 1991 г. в Компании создан Центр технической диагностики, ОАО «ЦТД»Диаскан», который обеспечивает проведение диагностики магистральных нефтепроводов.
Как видно из табл. 1 выручка от реализации нефти за рассматриваемый период возросла с 64 млрд. руб до 160 млрд. руб. Затраты на транспортировку выросли с 34,4 млрд. руб до 101,3 млрд. руб. Возросла как балансовая, так и чистая прибыль компании, соответственно с 29,6 млрд. руб до 82 млрд. руб и с 15,9 млрд. руб до 54,8 млрд. руб. Грузооборот при транспортировке нефти вырос на 49%. Тариф на транспортировку (в руб/100 ткм) возрос более чем в 4 раза. Это обусловлено как инфляцией так и тем, что согласно методике определения тарифов на транспортировку нефти, принятой в 2002 году, во вторую ставку тарифа были включены средства, которые должны обеспечивать потребности систем магистрального нефтепроводного транспорта на проведение капитального ремонта и диагностики технического состояния [ 36 ].
Проанализировав основные показатели деятельности компании (табл. 1), была выявлена завышенная норма прибыли. В среднем она составляет порядка 50%. Учитывая тот факт, что в среднем по стране норма прибыли составляет 12-15 %, предлагается ее снижение до среднего уровня за счет снижения ставок тарифов на транспортировку нефти.
Состав и структура затрат в магистральном транспорте нефти и основные направления их снижения за счет внедрения инновационных технологий
Влияние изменения объема транспорта нефти на себестоимость можно определить следующим образом:
Одним из основных направлений снижения затрат в магистральном транспорте нефти является проведение своевременной диагностики линейной части трубопроводов с последующим адресным ремонтом выявленных дефектов. В связи с тем, что объем утечек из нефтепроводов ежегодно достигает порядка 20 млн. тонн, в настоящее время вопросам диагностики в компании Транснефть уделяется особое внимание.
Так диагностическое обследование магистральных нефтепроводов позволило своевременно выявить и устранить в 2006 г. свыше 70000 дефектов, подлежащих устранению, в том числе около 40000 дефектов первоочередного ремонта [ 82 ].
По результатам проведенных исследований в 2006 г. реконструировано 66 км. подводных переходов.
В выступлении тогдашнего Президента ОАО «АК»Транснефть» на Шестом Международном Трубопроводном Форуме в Москве в апреле 2006 г. было особо отмечено, что в интересах поддержания высокой эксплуатационной надежности и экологической безопасности нефтепроводов компания Транснефть уделяет большое внимание внедрению новейших технологий в производство. В компании создано уникальное предприятие «Центр технической диагностики «Диаскан», имеющий широкие возможности по внутритрубной диагностике. Его оснащенность диагностическим оборудованием позволяет обнаруживать дефекты геометрии нефтепроводов, дефекты внутренней и внешней потери металла труб, различные шлаковые включения в стенках трубопроводов, поперечные трещины в теле трубы и сварных швах. Выявленные в результате диагностики дефекты оперативно устраняются. Помимо этого, «Диаскан» располагает универсальной композитно-цифровой технологией выборочного ремонта нефтепроводов, что позволяет производить ремонт широкого спектра дефектов, включая трещины, без нарушения нормальных режимов работы трубопроводов.
Важным условием экологической безопасности объекта является наличие подготовленных и оснащенных подразделений по локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций. В ОАО «АК»Транснефть» создана сеть специализированных подразделений для проведения аварийно-восстановительных работ, в состав которых входят 40 центральных ремонтных служб и специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий. Данные подразделения укомплектованы квалифицированным персоналом общей численностью около 7 тыс. человек.
Сегодня в Транснефти эксплуатируется 1369 подводных переходов через водные преграды шириной от 10 м до 4 км и более, в том числе через такие крупнейшие реки, как Волга, Обь, Дон, Нева.
Важным вопросом при эксплуатации магистральных нефтепроводах является решение задачи подготовки нефти к транспортировке. Дело в том, что нефть ряда месторождений характеризуется повышенным содержанием серы, которая, попадая в трубопровод, ускоряет процесс коррозии, и, следовательно, повышает аварийность нефтепровода. Внедрение новых инновационных технологий позволит повысить эксплуатационную надежность нефтепровода и, следовательно, приведет к снижению затрат на транспорт нефти.
Представляет несомненный интерес в этом вопросе опыт одной из ведущих трубопроводных держав — США.
Крупнейшая трубопроводная компания США - Koch Pipeline эксплуатирует 17600 км нефте- и нефтепродуктопроводов, проходящих через центральную часть США от штатов Техас и Луизиана к северу через Миннесоту и Висконсин.
Задолго до того, как правительство США ужесточило требования к трубопроводным компания, касающиеся безопасной эксплуатации трубопроводов компания Koch Pipeline начала реализовывать программу мониторинга утечек из трубопроводов эксплуатируемой системы. Стимулом к реализации программы контроля утечек послужил штраф в 30 млн. долл., наложенный на компанию за крупные утечки нефти и нефтепродуктов еще в 90-е годы. Кроме того, Koch Pipeline выплатила еще 5 млн. долл. штрафа в качестве компенсации за загрязнение окружающей среды вследствие утечек на трубопроводах компании в штатах Техас, Канзас и Оклахома. В результате принятых компанией мер число утечек из эксплуатируемых нефтепроводов уменьшилось на 70 %, несмотря на увеличение протяженности нефтепроводов за этот период на 25 %. В последующие три года число утечек на нефтепроводах компании уменьшилось еще на 22 %.
В результате активной политики компании по предотвращению и контролю утечек их число уменьшилось со 143 в 1995 году до шести в 2004 году, т.е. на 96 %. По мнению руководства Koch Pipeline, высокая эффективность реализации программы является следствием не столько каких-либо разовых глобальных решений, сколько проведения в жизнь нескольких сотен мероприятий, имеющих отношение к проблеме сохранения целостности трубопроводов и защиты окружающей среды от загрязнения в результате утечек. К наиболее важным мероприятиям можно отнести более частые инспекции трубопроводов и своевременное устранение выявленных дефектных труб или оборудования.
Одно из основных направлений в программе по предотвращению утечек — более активное использование «интеллектуальных» внутритрубных диагностических устройств для выявления зон коррозии, потенциально опасных с точки зрения возникновения сквозных проржавлений и последующих утечек. Интеллектуальные диагностические устройства характеризуются высокой разрешающей способностью, что повышает точность диагностирования зон коррозии.
Для повышения эффективности программы мониторинга утечек вся собираемая информация (дефекты труб и покрытий, даты проведения инспекций, грунтовые условия в зонах развития коррозии, плотность населения в окрестностях трасс трубопроводов, карты трасс и т.д.) заносится в базу данных.
Внедрение в практику эксплуатации магистральных нефтепроводов банка качества нефти и его влияние на величину нефтепроводных тарифов
Представляется полезным осветить опыт расчета нефтепроводных тарифов, накопленный в Соединенных Штатах Америки - стране, в которой история регулирования сферы нефтепроводного транспорта насчитывает более 100 лет.
В 1870 году фирма Standard Oil, основанная Дж. Рокфеллером, контролировала 80 % сектора транспортировки нефти. Удельный вес «транспортной» составляющей в цене нефти достигал 68%, что потребовало разработки соответствующих транспортных тарифов.
В 1906 году Конгресс США принял закон Хэпбурна (Hepburn Act). Этот закон можно считать началом регулирования нефтепроводного транспорта. Он установил, что транспорт нефти попадает под юрисдикцию Закона о торговле между штатами (Interstate Commerce Act, 1887 год).
Согласно этому закону, на Межштатную коммерческую комиссию (Interstate Commerce Commission - ICC) была возложена обязанность регулирования деятельности нефтепроводных компаний - компании должны были регистрировать «справедливые и обоснованные» тарифы. До 1940 года комиссия ограничивалась рассмотрением споров между нефтепроводными компаниями и грузоотправителями. И только в середине 40-х годов прошлого века ею была сформулирована стандартная процедура формирования тарифов, основанная на стоимости обслуживания [ 68 ].
В 1977 году была образована Федеральная энергетическая регулирующая комиссия (Federal Energy Regulatory Commission - FERC).
FERC были переданы полномочия Межштатной коммерческой комиссии. Федеральная энергетическая регулирующая комиссия является независимым агентством. Комиссия занимается:
Функциями FERC, касающимися сферы регулирования нефтепроводов, являются: разработка справедливых и обоснованных тарифов на транспортировку нефти по нефтепроводам, а также нормативно-правовых документов; создание условий равнодоступности к нефтепроводам собственников нефти [ 89 ].
В 1985 по жалобе компании Williams Pipe Line было принято решение № 154-В о корректировке действующих правил формирования нефтепроводных тарифов предписывающего FERC использовать измененную методологию расчета тарифов. Фактически с этого времени и до разработки нового нормативного документа вся практика регулирования нефтепроводных тарифов в США основывалась на этом судебном решении.
В соответствии с Законом об энергетической политике (Energy Policy Act, 1992 год) FERC были разработаны и приняты два нормативных документа - приказ № 561, а затем переработанный и дополненный приказ № 561-А. Этот закон стал основой для написания методологии определения тарифов на транспортировку нефти по нефтепроводам. Основным правилом формирования тарифов, начиная с 1 января 1995 года, становится индексирование. В то же время допускается использование и других методологий, таких, как установление договорных тарифов, тарифов на основе стоимости обслуживания, а также конкурентных [ 90 ].
Рассмотрим подробнее метод индексирования. На основе этого метода формируется подавляющее большинство нефтепроводных тарифов, регистрируемых FERC. Считается, что именно в случае индексирования достигаются цели, сформулированные законом от 1992 года.
При расчете величины сводного индекса используется годичное изменение индекса цен производителей на конечные продукты (Producer Price Index for Finished Goods- PPI-FG).
Индекс цен производителей - индекс, отслеживающий изменения в ценах, по которым продают свои товары национальные производители на оптовом уровне реализации. PPI охватывает все стадии производства: сырье, промежуточные стадии, готовую продукцию, а также все сектора: промышленность, добычу, сельское хозяйство. Цены импортных товаров в него не входят, но оказывают влияние на него через цены импортируемых сырья и комплектующих.
В 1995 Комиссия утвердила следующую формулу расчета сводного индекса: [(PPI-FG) -1 %], которая действовала в течение 5 лет, полагая при этом, что этот индекс в наибольшей степени позволит отслеживать действительные цены в нефтепроводной отрасли.
В 2000 году Комиссией был пересмотрен принцип расчета сводного индекса. FERC пришла к выводу о необходимости изменения с 1 июля 2001 года действующего индекса во изменение порядка индексации, предусмотренного приказом № 561/561-А. С этого времени применялся рабочий индекс, равный индексу цен производителей на конечные продукты (PPI-FG). С 1 июля 2006 формула была пересмотрена [ 89 ] и в ближайшие 5 лет расчет сводного индекса будет производиться по следующей формуле : [(PPI-FG)+1,3 %]
