CC BY
86
Е.Е. Жуланов
НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РОССИИ В УСЛОВИЯХ МИРОВОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО КРИЗИСА: СОСТОЯНИЕ И МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ
В условиях мирового экономического кризиса одним из приоритетных направлений поддержания уровня экономического развития России является выработка действенных мер для нормального функционирования нефтяной промышленности, обеспечивающей значительную долю ВВП страны и бюджетных поступлений. В 2006 г. нефтегазовый комплекс России обеспечил 26,8 % ВВП, 20 % промышленного производства, 48,1 % налоговых и таможенных платежей в консолидированный бюджет России, а также 64 % доходов от экспорта и валютных поступлений страны [3].
Для принятия адекватных антикризисных мер необходимо прежде всего оценить текущее состояние нефтяной промышленности и определить источники ее экономического развития. Основные показатели, характеризующие динамику экспорта нефти и нефтепродуктов, а также технологические показатели нефтеперерабатывающей промышленности за период с 2000 по 2006 гг. представлены в табл. 1 [3].
Важнейшим показателем состояния и надежности функционирования нефтегазового комплекса России должна быть обеспеченность добычи нефти и природного газа промышленными запасами (категории А+В+С1) [3].
По нефтяной промышленности на государственном балансе учтено около 2600 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, из которых 10 уникальных содержат 4,3 млрд т, 72 крупных - 5,09 млрд т, 177 средних - 3,51 млрд т, а остальные запасы рассредоточены по более чем 2000 мелких месторождений. Формально разведанных запасов нефти достаточно для обеспечения добычи нефти более чем на 30 лет. Существующая оценка запасов нефти базируется на определении технологического коэффициента извлечения нефти, ко-
торый не учитывает реальные возможности ее добычи при сложившихся экономических условиях (уровень цен, затраты на добычу нефти и налогообложение) [3].
Таблица 1
Основные показатели экспорта нефти и нефтепродуктов по РФ за 2000-2006 годы
Показатели Еди- ница Год
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Добыча нефти и конденсата млн т 323 348 380 421 459 470 480
Экспорт нефти млн т 145 186 220 223 258 253 250
Объем переработки нефтяного сырья млн т 174 178 185 190 195 208 220
Экспорт нефтепродуктов млн т 47 46 58 59 63 74 76
В том числе
автомобильный бензин млн т 4,5 3,2 3.3 3,9 4,2 5,5 5,9
дизельное топливо млн т 21,5 24,5 29,0 30,0 30,0 32,8 35,4
Глубина переработки нефти % 70,8 70,5 69,6 70,2 70,6 71,6 71,7
Выход моторного топлива на НПЗ в процентах от нефти:
автомобильный бензин % 14,0 15,3 15,3 14,7 14,8 14,1 14,7
дизельное топливо % 27,2 28,0 27,7 28,0 27,6 27,9 29,1
В 1980-е гг. XX в. объем трудноизвлекаемых запасов возрос в 1,5 раза, а активных запасов, обеспечивающих около 70 % текущей добычи, практически не изменился. В 1990-е гг. произошло резкое сокращение объема активных запасов - на 27 %, в то время как объем трудноизвлекаемых запасов остался на прежнем уровне. Дальнейший прирост запасов и добычи нефти в зрелых нефтегазоносных провинциях будет увеличиваться за счет трудноизвлекаемых запасов, доля которых уже составляет около 60 % [3].
В балансе трудноизвлекаемыми считаются запасы нефти, имеющие повышенную вязкость (более 30 мПах), низкую проницаемость коллекторов (менее 0,05 мкм2), малую толщину нефтяного пласта, наличие газовой шапки, выработанность запасов более чем на 80 %. На долю трудноизвлекаемых запасов приходится не менее 55-58 % разведанных запасов России [3].
При современном уровне технологии и техники добычи нефти разработка трудноизвлекаемых запасов нефти является нерентабельной, и ввод их в эксплуатацию проблематичен [3].
Более 70 % запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин, на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сут составляла около 55 %, то сегодня такую долю (55 %) составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70 % [6].
Значительно вырос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда (максимальное значение было достигнуто в 1994 г. - 28 %). Неработающий фонд скважин привел к раз-балансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это приводит к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7 %, что в сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и при текущих мировых ценах эквивалентно 65-80 млрд долл.) [6].
Износ основных фондов нефтедобывающей промышленности составляет более 50 % [6].
Таким образом, в условиях рыночной экономики реальная обеспеченность текущей добычи нефти (480 млн т - 2006 г.) составляет не 30 и более, а всего 13-15 лет. Указанный уровень обеспеченности добычи нефти запасами категорий А+В+С1 является критическим для поддержания простого воспроизводства [3].
Основные запасы нефти, которые могут быть использованы для повышения надежности сырьевой базы нефтяной промышленности, сосредоточены в Восточной Сибири и на континентальном шельфе [3].
На территории Восточной Сибири сосредоточено 11,7 млрд т начальных сырьевых ресурсов нефти, в том числе балансовых запасов категорий А+В+С1+С2 - 1,6 млрд т и ресурсов категорий Сз+Д1+Д2 -10,1 млрд т. Однако для их освоения требуются огромные инвестиции в создание общепроизводственной и технологической инфраструктуры. Подготовка запасов и добыча нефти в Восточной Сибири будут значительно превышать аналогичные затраты в Западной Сибири [3].
Исходя из состояния сырьевой базы, устойчивых российских и международных тенденций, добыча нефти и газа в России может возрастать с различной степенью интенсивности, оценка которой может быть сделана по трем вариантам: ресурсному, благоприятному и умеренному. Результаты оценки вариантов представлены в табл. 2 [10].
Таблица 2
Варианты прогноза добычи нефти и газа в России
Показатель Вариант прогноза
ресурсный благоприятный умеренный
2010 год 2015 год 2020 год 2010 год 2015 год 2020 год 2010 год 2015 год 2020 год
При действующих технологиях
Добыча нефти, млн т 520 580 635 490 500 520 480 485 485
Добыча газа, млрд м 760 824 900 677 734 770 645 665 710
Ежегодно необходимые ассигнования на геологоразведочные работы, млн долл. 2000-2050 1700-1750 1150-1200
При технологических нововведениях
Прирост запасов нефти, млн т 110 -120 660 -670 100 -110 540 -550 90 -100 330 -340
3 Прирост запасов газа, млрд м 100 -110 690 -700 100 -110 550 -600 80- 90 450 -460
Ежегодно необходимые ассигнования на геолого-разведочные работы, млн долл. 490- 500 2900- 3000 450- 460 2400- 2500 405- 410 1390- 1400
Добыча нефти с использованием МУН, млн т 78 96 73 79 72 74
Потенциальная бюджетная эффективность ассигнований на геологоразведочные работы за счет средств федерального бюджета, млрд долл. 11,3 16,4 22,5 9,4 12 14,9 8,4 9,8 11,2
Поступления в федеральный бюджет от добычи трудноизвле-каемых запасов нефти, млрд долл. 25,5 35,9 55 23,8 29,7 38,4 23,1 27,9 34,4
Поступления в региональные бюджеты от добычи трудноизвле-каемых запасов нефти, млрд долл. 4,4 6,1 9,4 4,1 5,1 6,6 4,0 4,8 5,9
Поступления в местные бюджеты от добычи трудноизвлекаемых запасов нефти, млрд долл. 0,8 1,1 1,7 0,7 0,9 1,2 0,7 0,9 1,1
Прирост новых рабочих мест, занятых в разработке трудноизвлекаемых запасов, тыс. чел. 11 82 4 24 0 12
Число новых рабочих мест создаваемых в связи с разработкой трудноизвлекаемых запасов в смежных отрослях промышленности (мыльтипликативный эффект), тыс. чел. 1455 2342 1375 1637 1320 1467
Анализ показывает, что на имеющемся фонде открытых месторождений обеспечивать предусмотренные уровни добычи нефти можно только до 2011-2012 гг. После этого необходимо вводить в разработку новые, еще не открытые месторождения. Работы должны быть сконцентрированы в первую очередь в Западной Сибири, Восточной Сибири, Республике Саха (Якутия), на шельфах российских морей (Баренцево, Карское, Печорское, Каспийское, Охотское) [10].
Государством поставлена цель обеспечить до 2020 г. воспроизводство минерально-сырьевой базы в следующих объемах: прирост запасов нефти в количестве 6,3-10,3 млрд т и газа в количестве 11,0-15,3 трлн м . На весь период до 2020 г. главными районами прироста запасов нефти, газа и конденсата в Российской Федерации будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции. При этом за счет внедрения новых технологий должен быть прирост запасов нефти и поступлений в бюджеты разных уровней РФ от добычи трудноизвлекаемых запасов нефти (см. табл. 2). Это позволит также обеспечить сохранение существующих и создание новых рабочих мест в нефтедобыче, смежных и обслуживающих отраслях (см. табл. 2) [10].
Изучение и освоение нефтяных ресурсов на шельфах России находится на начальной стадии, и имеющуюся на сегодня оценку прогнозных ресурсов можно считать минимальной. Начальные сырьевые ресурсы основных шельфов России (Каспийское, Баренцево, Карское и Охотское моря) оцениваются в размере 10,3 млрд т, в том числе балансовые запасы категорий А+В+С1+С2 - 0,9 млрд т и ресурсы категории С3 - 1,0 млрд т [3].
Ресурсы нефти российских шельфов являются основной потенциальной базой для развития добычи нефти в долгосрочной перспективе, освоение которых связано с техническими проблемами, добычей и транспортировкой нефти в условиях Арктики. Проведенная оценка обеспеченности добычи нефти запасами промышленных категорий и оценка начальных сырьевых ресурсов основных потенциальных районов новой нефтедобычи (Восточная Сибирь, шельфы морей) показали отсутствие возможностей значительного увеличения добычи нефти в России [3].
В настоящее время существует ряд реализуемых и перспективных проектов, выполнением которых занимаются российские компании. Перечень этих проектов представлен в табл. 3 [14].
Таблица 3
Крупные реализуемые и перспективные нефтегазодобывающие проекты в России
Оператор Название проекта
«ЛУКОЙЛ» Ввод в эксплуатацию Находкинского месторождения
Освоение газовых месторождений Большехедской впадины
Освоение Тимано-Печорской провинции
Освоение российского сектора Каспийского моря
ОАО «Г азпром» Вывод на проектную мощность Заполярного месторождения
Ввод в эксплуатацию Анерьяхинеской и Харвутинской площадей Ямбургского месторождения
Ввод в эксплуатацию Южно-Русского месторождения
Ввод в эксплуатацию валанжинских залежей Заполярного и Песцового месторождений
Ввод в эксплуатацию ачимовских залежей Уренгойского месторождения
Ввод в эксплуатацию месторождений на п-ове Ямал
Ввод в эксплуатацию Штокмановского месторождения
Ввод в эксплуатацию месторождений на акваториях Обской и Т азовской губ
Освоение Приобского месторождения (совместно с «Роснефтью»)
«Роснефть» Ввод в эксплуатацию Ваикорского месторождения
Ввод в эксплуатацию Верхнечонского месторождения (совместно с ТНК-ВР)
Сахалин-1
Расширение добычи в Тимано-Печорской НГП
Разведка Восточно-Сугдинского участка
Сахалин-3, Сахалин-4, Сахалин-5
Освоение Прнобского месторождения (совместно с «Г азпром нефть»)
ТНК - ВР Ввод в эксплуатацию Ковыктинского месторождения
Ввод в эксплуатацию Уватской группы месторождений
Ввод в эксплуатацию Верхнечонского месторождения (совместно с «Роснефтью»)
Восстановление добычи на Самотлорском месторождении
«Сургутнефтегаз» Освоение Т алаканского месторождения
Без принятия мер на государственном уровне по увеличению прироста запасов нефти, компенсирующих годовые объемы добычи, в нефтяной промышленности России в ближайшей перспективе можно ожидать падения добычи нефти [3].
Основные угрозы развитию НГК России:
- недостаточная инвестиционная активность, особенно в геологоразведке, газовой промышленности, нефтепереработке;
- слабая инновационная активность нефтегазовых компаний, в том числе при проведении геолого-разведочных работ и добычи нефти и газа, в том числе трудноизвлекаемых запасов;
- низкий технологический уровень предприятий нефтегазового машиностроения, особенно в части оборудования для проведения геолого-разведочных работ, использования прогрессивных методов добычи нефти и газа;
- большие потери энергоносителей и энергии при добыче, подготовке, транспорте и переработке нефти и газа;
- низкие глубина переработки нефти и качество производимых на российских нефтеперабатывающих заводах (НПЗ) нефтепродуктов;
- недостатки в законодательной и нормативной базе, в частности отсутствие документов, которые реально стимулировали бы производство в нефтегазовом комплексе;
- длительное отставание воспроизводства минерально-сырьевой базы от уровней добычи нефти и газа [3].
Следует заметить, что международные стандарты оценки запасов отличаются от российских, основанных на «технических критериях». Извлечение запасов, классифицируемых SEC и SPE, по определению должно быть рентабельным, т. е. обеспечивать положительный чистый поток денежных средств. По этой причине российские запасы (категории ABCi) почти всегда будут выше категорий доказанных запасов по классификации SEC и SPE, которые с высокой вероятностью будут прибыльными [3].
Приказом министра природных ресурсов РФ утверждена новая классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, введение в действие которой предполагается с 1 января 2009 г. Новая классификация предлагает разделить промышленно значимые запасы углеводородов по их экономической эффективности на две группы: нормально-рентабельные и условно-рентабельные. К первой группе относятся запасы месторождений, вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при использовании технологий, обеспечивающих соблюдение требований
по рациональному использованию недр и охране окружающей среды. Условно рентабельные запасы месторождений не обеспечивают приемлемую эффективность, но их освоение становится экономически возможным при изменении цен на нефть и газ или появлении новых рынков сбыта и новых технологий [3].
По различным оценкам, в целом по России дополнительная добыча нефти за счет применения новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов составляет около 60 млн т (или примерно 12 % от общего объема добычи по стране).
В настоящее время налоговые ставки НДПИ зафиксированы, а размер налога зависит от стоимости добытых полезных ископаемых по их видам без учета горно-геологических, экономических и географических условий отработки месторождений. Это стимулирует выборочную разработку лучших залежей и ведет к снижению коэффициента извлечения сырья [3].
В целях воспроизводства минерально-сырьевой базы необходимо стимулирование разработки трудноизвлекаемых запасов и применения методов увеличения нефтеотдачи, что позволяет повысить степень извлечения нефти до уровня, достигаемого при разработке активных запасов.
Доля расходов на геолого-разведочные работы в 2005 году в суммарной выручке нефтегазового комплекса (НГК) России составила около 1,3 %. Ранее существовало отчисление на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), прекратившее свое действие с 2002 года. За счет него формировался фонд финансирования геоло-го-разведочных работ (ГРР). После отмены ВМСБ проведение ГРР сократилось в 1,5-2,0 раза [8].
Исходя из вышеизложенного, одной из антикризисных мер может быть поддержание нефтяной базы страны на основе применения одного из следующих способов:
1. Возрождение отчислений на воспроизводство минеральносырьевой базы [8].
2. Закрепление определенных нормативов от количественно известных и технически контролируемых величин. Следует законодательно установить для вертикально-интегрированных нефтяных компаний уровень расходов на геолого-разведочные работы (ГРР) не менее 6 % от суммарной выручки по группе, а не по добывающему подразделению [10].
3. Заключение между уполномоченными федеральными и региональными органами государственного управления и нефтегазовыми компаниями соглашений о сотрудничестве, в которых были бы закреплены объемы обязательных ГРР и прироста запасов углеводородов. Одновременно компании, выполняющие условия соглашений, должны получать льготы по лицензированию, налогам и амортизации [10].
Кроме того, необходима дифференциация НДПИ по признаку геологической изученности конкретного участка недр. Такой подход создаст льготные условия для недропользователей, проводящих ГРР за свой счет [8].
Для обеспечения воспроизводства минерально-сырьевой базы геолого-разведочные работы в значительной мере придется проводить в слабо-изученных и неосвоенных районах. Риски при проведении таких работ будут исключительно велики. Для их снижения и повышения инвестиционной привлекательности территории необходимо доработать и последовательно реализовывать программу региональных работ. Финансирование работ по региональному изучению территории России, научному обоснованию программы лицензирования недр и ее сопровождению должно выполняться за счет средств федерального бюджета. Геологоразведочные работы на участках распределенного фонда недр должны финансировать недропользователи [10].
Возможными экономическими мерами для расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы являются:
1) льготы по получению квоты на экспорт;
2) компенсация государством дополнительных капитальных вложений;
3) освобождение от налога на добычу полезных ископаемых на период окупаемости инвестиционных проектов;
4) льготный налоговый режим в период дополнительных капитальных вложений;
5) ускоренная амортизация [10].
Следует заметить, что до настоящего времени отсутствует программа реформирования системы налогообложения добывающих предприятий нефтегазового комплекса, отсутствует продуманный механизм достижения цели. При организации реформирования систем налогообложения добывающих предприятий сталкиваются интересы минимум 7 ведомств: Минэкономразвития и федеральной тарифной
службы, Минфина и федеральной налоговой службы, Минпромэнерго, министерства природных ресурсов и Минрегионразвития. При этом взаимодействие между ведомствами является координационным, при отсутствии администратора как такового. Каждое ведомство действует, исходя из собственных задач, что приводит к общей несогласованности действий [13].
Еще одним направлением расширения воспроизводства может быть государственно-частное партнерство (ГЧП), представляющее собой институциональный и организационный альянс между государством и бизнесом в целях реализации национальных и международных проектов. Основными его формами являются [10]:
1) контракты, которые государство предоставляет частным компаниям;
2) арендные (лизинговые) отношения, возникающие в связи с передачей государством в аренду частному сектору своей собственности;
3) соглашения о разделе продукции (СРП);
4) концессия - система отношений между государством (кон-цедентом) и хозяйствующим субъектом (концессионером), возникающая в результате предоставления концедентом концессионеру прав пользования государственной собственностью по договору, за плату и на возвратной основе, а также прав на осуществление видов деятельности, которые составляют исключительную монополию государства. В концессию целесообразно предоставлять месторождения тяжелых и высоковязких нефтей, месторождения низконапорного газа и другие объекты, рентабельность разработки которых может быть обеспечена за счет применения инновационных технологий.
Следует заметить, что затраты на разработку труднодоступных месторождений сегодня в России вдвое больше, чем десять лет назад. Вместе с тем большая часть новых ресурсов нефти и газа предположительно находится в арктических районах и нефтегазодобыча будет неуклонно смещаться в сторону запасов, скрытых толщей Мирового океана. В этой ситуации Россия может сохранить свои лидерские позиции, так как обладает самым протяженным шельфом, 85 % которого приходится на Арктику [ 1].
С конца 1970-х гг. прошлого столетия в Баренцевом, Печорском и Карском морях выявлено большое число нефтегазовых пер-
спективных объектов и открыты новые месторождения. По официальным оценкам, только на Баренцево и Карское моря приходится около 80 % начальных потенциальных ресурсов углеводородов всего континентального шельфа России [11].
Однако ни в 2006-м ни в 2007 г. никаких кардинальных мер по увеличению прироста запасов правительством не осуществлялось. Приросты разведанных запасов нефти и газа получены не столько за счет поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, сколько за счет переоценки этих запасов [1].
Из-за высокой капиталоемкости и длительных сроков окупаемости проектов разработка арктических месторождений на основе действующей системы налогообложения малопривлекательна. Одной из главных проблем является малоэффективная законодательная система, регулирующая режим недропользования на шельфе. Освоение шельфовых месторождений может производиться на базе существующей системы налогообложения или же на основе соглашения о разделе продукции (СРП). Однако процедура подготовки и реализации СРП сложная и многоэтапная. Необходимо пройти 28 этапов его подготовки и согласований. В частности, нормативные акты, регулирующие процедуру предоставления прав на разработку месторождений на континентальном шельфе, требуют проведения 2 аукционов, принятия 2 Федеральных законов, около 10 актов на уровне Правительства РФ. Кроме того, необходимо около 15 заседаний комиссии по подготовке СРП, более 20 согласований с министерствами и ведомствами, а также около 5 экспертиз (экологическая, Экспертный совет, Институт законодательства и сравнительного правоведения, Минэкономразвития). В итоге процедура заключения СРП растягивается на 2-3 года [11]. Поэтому следующей антикризисной мерой должна послужить дебюрократизация процесса заключения СРП.
В 2006 г. в России в рамках соглашения о разделе продукции разрабатываются три проекта: Харьягинское нефтяное месторождение (оператор Total), «Сахалин-1» (оператор ExxonMobil) и «Сахалин-2» (оператор Sakhalin Energy) [1].
Работая в рамках СРП, инвестор заключает соглашение с государством, по которому государство предоставляет инвестору участок недр и выдает лицензию на право его разработки. Инвестору предоставляется особый порядок налогообложения. СРП включает в себя
две стадии: период инвестиций (на данной стадии инвестор выплачивает только платежи) и период возврата капитала (налоги и платежи). На второй стадии начинается разделение продукции на компенсационную и прибыльную в оговоренной пропорции. На этом этапе инвестору возмещаются затраты инвестирования. В результате инвестор получает гарантию стабильности условий работы, а государство -свою долю продукции, объем которой тем больше, чем выше эффективность проекта. После полного возмещения стоимости имущества инвестора, приобретенного и используемого им для проведения работ по соглашению, право собственности на указанное имущество переходит к государству. Основная проблема СРП заключается в том, что изначально не был четко предусмотрен и прописан механизм защиты интересов как инвесторов так и государства в условиях сверхдоходов [1].
Себестоимость добычи нефти в районах с суровым климатом значительно превышает затраты на разработку шельфов теплых стран. В частности, если для шельфа Каспийского моря, находящегося под юрисдикцией Казахстана, данный показатель составляет 44 долл. на 1 т, то, например, для шельфа Восточно-Арктического моря он может достигать 170 долл. [1]. Для облегчения процесса добычи в условиях Арктики также можно принять следующие меры:
- снизить стандартные ставки налогов и платежей;
- использовать налоговые каникулы и кредиты для операторов шельфовых проектов;
- использовать инвестиционные вычеты;
- освободить от импортных пошлин поставки уникального оборудования для нефтяной промышленности.
Кроме того, следовало бы ввести раздельный бухгалтерский учет затрат по нефтяным месторождениям и объектам самостоятельной разработки, что позволит экономически точно оценить извлекаемые запасы нефти [4].
Следует заметить, что налогообложение не отражает особенности добывающих отраслей, т. е. не определяет рентные платежи. Этот недостаток государство пытается компенсировать, предоставляя льготы без достаточного экономического обоснования, что приводит к негативным явлениям. Так, например, с целью создания налоговых льгот для нефтяных месторождений поздней стадии разработки Фе-
деральным законом от 27.07.2006 г. № 151-ФЗ предусмотрено применение понижающего коэффициента к ставке налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для истощенных объектов месторождений с выработанностью более 80 % начальных извлекаемых запасов, числившихся в Государственном балансе запасов полезных ископаемых. Эти запасы определяются расчетным путем при составлении технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти. В коэффициентах учитываются также рентабельные извлекаемые запасы нефти, которые не учитываются ни в Государственном балансе полезных ископаемых ни в Федеральном законе № 151-ФЗ, предусматривающем льготное налогообложение [5].
Анализ коэффициентов по месторождениям показывает значительное расхождение между ними и фактически извлекаемыми начальными запасами за срок рентабельной добычи нефти. По месторождениям, имеющим удельный вес рентабельных запасов свыше 80 % в величине начальных запасов, применяются пониженные ставки НДПИ при рентабельной добыче нефти (сверх 80 %). Это дает недропользователю необоснованную сверхприбыль и уменьшает доход государства. По месторождениям с рентабельными запасами ниже 80 % будут убытки [5].
По многопластовым нефтяным месторождениям с несколькими объектами самостоятельной разработки с разными геолого-физическими параметрами применение Федерального закона № 151 от 27.07.2006 г. может привести к выборочной отработке запасов нефти месторождения. Поэтому для исправления ситуации необходимо:
- организовать систему учета добычи нефти по всем объектам разрабатываемых месторождений, согласованную с налоговыми органами;
- разработать систему государственного бухгалтерского учета затрат на добычу нефти по объектам разработки и на ее базе - порядок определения рентабельности добычи нефти;
- предусмотреть в государственном балансе добычи нефти отражение рентабельных начальных извлекаемых запасов, которые должны являться основой для льготного налогообложения истощенных запасов по объектам месторождения;
- установить в законодательном порядке полную отмену НДПИ на добычу нефти по объектам разработки, достигшим исчер-
пания рентабельных первоначальных запасов нефти, указанных в Государственном балансе запасов полезных ископаемых [5].
Эти меры позволят обеспечить дополнительную добычу нефти за счет увеличения нефтеотдачи пластов, что даст рост государственных доходов, а недропользователям дополнительную прибыль.
Кроме того, следует отметить недостаток Федерального закона от 22.07.2008 г. № 158-ФЗ, предусматривающего налоговые льготы по добыче нефти на участках недр севернее Северного полярного круга, территории Ненецкого автономного округа, п-ве Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, а также в Азовском и Каспийском морях. Законом установлены льготы для участков недр до достижения накопленных объемов добычи нефти от 10 до 35 млн т на первоначальный срок разработки участка от 10, 15 лет. Однако на территории этих районов с большой степенью вероятности могут быть открыты уникальные (запасы нефти более 300 млн т) и крупные (запасы нефти от 30 до 300 млн т) месторождения. Для таких месторождений налоговые льготы на начальный период разработки должны предоставляться на кредитной основе с последующим возвратом. Кроме того, разработка может вестись отечественными инвесторами на основе Закона «О соглашении о разделе продукции» [4].
Однако, говоря о налоговых льготах, нельзя забывать и о пополнении государственного бюджета. Для учета индивидуальных особенностей месторождений может быть введена на законодательном уровне схема нормативов затрат и различного рода отчислений на основе попроцессно-постатейного метода. Для этого следует разработать смету или жестко закрепленный перечень расходов. Тогда разница характеристик месторождений будет очень точно отражаться на затратах организации. Затем следует определить общую доходность, вычесть из нее величину «нормальной» рентабельности, выраженной в размере ставки рефинансирования ЦБ РФ как минимального, и в результате получить процент сверхдоходности, обеспеченной лучшими экономико-географическими условиями и качеством минерального сырья. В итоге сверхприбыль послужит объектом налогообложения и увеличит пополнение государственного бюджета [8].
Между тем ожидается, что к 2030 г. крупные нефтяные компании из-за исчерпания запасов углеводородного сырья могут оказаться средними и мелкими. Об этом свидетельствует история предприятий
«Башнефть», «Татнефть», «Краснодарнефтегаз», «Ставропольнефте-газ» [2]. Этот процесс заставляет заранее позаботиться о создании системы развития и государственной поддержки среднего и малого предпринимательства в сфере нефтегазодобычи. Представляется целесообразным создание в добывающих регионах рынка малопродуктивных нефтяных и газовых скважин, которые бы сдавались в аренду по аукционной или договорной стоимости для привлечения частного капитала и сохранения рабочих мест [2].
В России сегодня функционируют около 170 таких малых и средних нефтегазодобывающих предприятий. Они работают на 200 месторождениях в 23 субъектах Российской Федерации. По прогнозам, их добыча в 2010 г. может составить 50-60, а в 2015 г. - 100 млн т. Малый и средний бизнес в нефтегазодобыче - это, с одной стороны, противодействие монополизации отрасли, а с другой - основная производственная сила по освоению и разработке небольших месторождений с трудноиизвлекаемыми запасами. Для стимулирования их работы следует предоставить инвестиционную льготу в налоге на добычу, а также ввести в действие механизм передачи мелких и средних месторождений с трудноизвлекаемыми запасами в пользование на условиях соглашений о разделе продукции. Кроме того, поскольку у малых добывающих предприятий своих нефтеперерабатывающих заводов нет, требуется на федеральном уровне законодательно установить порядок их доступа к отечественным нефтеперерабатывающим заводам при наличии свободных мощностей либо предоставить им возможность поставлять нефть на нефтеперерабатывающие заводы в другие страны СНГ [2].
Для удовлетворения местных потребностей в нефтепродуктах в удаленных и труднодоступных районах сейчас действуют 44 мининефтеперерабатывающих завода с суммарным объемом переработки сырья 2,8 млн т в год. В перспективе в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) также потребуется создание малогабаритных модульных нефтеперерабатывающих установок, что вполне доступно для среднего и малого бизнеса [2].
Еще одной мерой, способствующей развитию нефтяной отрасли, может послужить снижение себестоимости реализуемой нефти на основе снижения затрат на услуги магистральных трубопроводов. Оплату услуг по транспортировке нефти компания ОАО «АК «Транснефть» взимает на основе тарифов, устанавливаемых Федеральной службой
по тарифам (ФСТ) России. Тариф должен обеспечить покрытие экономически обоснованных затрат, чистую прибыль, достаточную для инвестиций в модернизацию и реконструкцию основных производственных фондов, резервирования средств на выплату дивидендов, налогов и сборов. Расчет тарифов производится как отношение плановой выручки к плановому значению грузооборота [7].
Тариф пересматривается не ранее чем через 12 месяцев на основании данных бухгалтерской, статистической и ведомственной отчетности и результатов работы предприятий в прошлом периоде. Внеплановый пересмотр тарифов производится при необходимости создания новых и реконструкции действующих основных производственных средств, а также при существенном изменении условий хозяйственной деятельности по не зависящим от предприятия причинам. Между тем тариф не должен быть источником финансирования нового строительства. Для этого следует использовать внешние заимствования, в частности банковские кредиты [7].
Выявленные за прошедший период неиспользованные средства по отдельным статьям расходов учитываются при установлении тарифа на следующий период. Следовательно, действующей методикой определения тарифов допускается уровень прибыли, превышающий 15-20 % от всех затрат [7].
Существующей методикой предусмотрены различные виды тарифов, в том числе - «согласованный». Он вводится, если в будущем периоде необходимо расширить пропускную способность системы магистральных трубопроводов или повысить ее надежность. Это расходы, которые не учитываются заранее при плановом установлении тарифов. Однако проведение данных мер планируется заранее и не менее чем за год. Поэтому исключается сама необходимость использования в практике повышенного «согласованного тарифа» [7].
Кроме того, после окончания строительства нефтепровода ВСТО компания «Транснефть» предлагает ввести «сетевой тариф», при котором стоимость прокачки нефти не привязывается к конкретному направлению, а определяется для всей сети в целом и не зависит от расстояния. Цель ввода данного тарифа - сделать экспорт сибирской нефти равно эффективным как для западного, так и для восточного направлений. По ориентировочным расчетам стоимость транспортироваки одной тонны нефти на среднее расстояние
2300 км сегодня 147 руб., а после введения сетевого тарифа достигнет 1225 руб. [7].
Между тем вместо этого может быть использован опыт расчета тарифов США. Основным правилом формирования тарифов является индексирование базового тарифа. При расчете индекса используется годичное изменение индекса цен производителей на конечные продукты на оптовом рынке. При этом цены импортных товаров в него не входят, но оказывают влияние через цены импортируемых сырья и комплектующих. В то же время допускается установление договорных тарифов, тарифов на основе стоимости обслуживания, а также конкурентных тарифов [7].
Еще один фактор ценообразования на нефтяном рынке - различное качество нефти, сдаваемой в систему магистральных нефтепроводов и получаемой в конце маршрута. При этом поставщик заинтересован продавать только нефть того качества, которую добывает, а покупатель - приобретать нефть нужного качества. Поскольку российская нефть добывается из месторождений, разбросанных по территории страны, и различается по составу и плотности (из-за разного содержания серы), в нефтепроводах все сорта нефти смешиваются, и на выходе получается «общероссийская» смесь Urals. Таким образом, российские компании за баррель нефти любого качества получают одну и ту же цену - цену барреля смеси Urals. Между тем стоимость сорта нефти зависит от текущего уровня цен на нефть, выхода нефтепродуктов и содержания серы в нефти [7].
Решить эту проблему можно путем внедрения экономического механизма компенсации их грузоотправителями нефти худшего качества, подобно тому, как это делается в США и Канаде. Это механизм штрафных и компенсационных выплат для нефтедобывающих компаний в зависимости от качества нефти, которую они поставляют в систему нефтепроводов. Компании, закачивающие в трубопровод низкокачественную нефть, должны платить за «порчу имущества» другим компаниям, что должно отражаться в тарифах на транспорт нефти для разных ее сортов [7].
В сложившейся практике освоения месторождений углеводородов весь срок их разработки разбит на три основных этапа:
1. На первом этапе для добычи нефти максимально используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия
растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).
2. На втором этапе реализуются вторичные методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа.
3. На третьем этапе применяются третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН).
Третичные методы используются в основном для добычи труд-ноизвлекаемых запасов. В настоящее время широко применяются следующие группы этих методов:
1) тепловые методы;
2) газовые методы (газовое заводнение, воздействие на пласт углеводородным газом, воздействие на пласт двуокисью углерода, воздействие на пласт азотом, воздействие на пласт дымовым газом, водогазовое воздействие);
3) химические методы;
4) микробиологические;
5) гидродинамические методы воздействия на пласты;
6) метод дихометрического ряда размещения скважин;
7) метод рационального объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, рассредоточенное заводнение;
8) метод бурения горизонтальных скважин (ГС); гидродинамические методы воздействия на пласты (гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, боковые стволы, выравнивание профилей приемистости, водоизоляционные работы, циклическое воздействие и изменение фильтрационных потоков, барьерное заводнение на газонефтяных залежах, системное воздействие на пласт, комплексное многофакторное воздействие); метод создания «интеллектуальных скважин» на основе использования оптоволоконных систем [3].
Наиболее распространенными из применяемых в России являются физико-химические методы воздействия на пласт (29,2 %) и гидроразрыв пласта (29,0 %), их доля в структуре МУН с 1995 г. остается почти неизменной. Значительное распространение приобретают бурение горизонтальных скважин (12 %), тепловые методы (8,5 %), зарезка боковых стволов (6,0 %), их доля в структуре МУН с 1995 г. возросла более чем в 2 раза. Доля методов газового воздействия на пласт с 1995 г. осталась на постоянном уровне (0,6 %) [3].
Сложившийся научно-технический уровень нефтяной промышленности России низок и не отвечает большинству технико-экономических показателей мировых стандартов. Сведения об эффективности основных процессов нефтедобычи отечественных предприятий в сопоставлении с мировыми показателями представлены в табл. 4 [6].
Таблица 4
Эффективность основных процессов нефтедобычи в сопоставлении с мировым уровнем
Процессы и показатели Уменьшение показателя для России в сравнении с мировым уровнем (раз)
Производительность сейсморазведочных работ 4-6
Глубина обработки сейсмической информации 5-10
Показатели бурения в Западной Сибири в сопоставимых условиях:
годовая проходка на парковую буровую установку 1,3—1,5
продолжительность строительства одной скважины 2-3
проходка на долото 1,5—2,0
механическая скорость бурения 1,3—1,5
Показатели бурения глубоких скважин (более 4,5 тыс. м):
годовая проходка на парковую буровую установку 3—4
продолжительность строительства одной скважины 4—6
проходка на долото 5—7
Межремонтный период оборудования для добычи нефти 3—4
Межремонтный период работ скважины 3—5
Обводненность добываемой нефти На 10—20 %
Добыча нефти за счет новых методов повышения нефтеотдачи (на 1 объект) 2,0—2,5
Коэффициент использования нефтяного газа На 18—20 %
Как видно из табл. 4, требуется ряд стимулирующих мер для перехода российских предприятий к современным технологиям. Принципиальной проблемой нормального развития инновационной деятельности является возможность доступа к инвестиционным ресурсам. Средневзвешенные затраты на привлечение капитала в РФ существенно выше, чем на Западе, что делает неэффективными большинство инновационных проектов, особенно для предприятий, не имеющих достаточно собственных средств [14].
В связи с этим антикризисными мерами могли бы послужить:
1) снижение процентных ставок на кредитные ресурсы на основе проведения соответствующей финансово-кредитной политики России и принятия мер в области развития конкуренции на финансовом рынке;
2) государственная поддержка развития венчурного финансирования.
Не менее важным для развития нефтяной промышленности РФ является сотрудничество с иностранными корпорациями. Интерес отечественных компаний к участию иностранных фирм в нефтегазовом бизнесе России в основном связан с возможностью привлечения технологий, позволяющих повысить эффективность собственного бизнеса в суровых природно-климатических и географических условиях (шельф северных морей). Кроме того, экспортируя основную часть своей продукции, российские компании заинтересованы в получении доступа к нефтегазовым активам в странах-потребителях [14].
Крупные иностранные и мультинациональные сервисные, строительные и нефтегазовые компании участвуют в проектах в НГК России через участие в подрядных работах и оказание сервисных услуг. Деятельность иностранных компаний в качестве подрядчиков в основном сосредоточена в секторах, где российские технологии уступают уровню западных: разведка и добыча углеводородов на шельфе; проектирование строительства скважин, телеметрия во время бурения, оценка пласта для оптимизации эффективности бурения и позиционирования наклонно направленных скважин; оценка коллекторов; скважинные услуги по интенсификации добычи (включая ГРП, кислотную обработку и др.); испытание скважин, отбор проб на поверхности и из призабойной зоны, применение замерных приборов и насосов МиШРЬаБе, скважинный мониторинг, замеры температуры и давлений с помощью оптиковолоконных методов, стандартные и «интеллектуальные» методики заканчивания скважин и др.
За период с 2000 по 2006 г. сумма иностранных инвестиций в нефтегазодобыче России увеличилась с 0,564 до 18 млрд долл. [14].
С учетом специфики государственной политики и законодательного регулирования в сфере иностранных инвестиций в нефтегазовом секторе России можно выделить наиболее интересные для России направления дальнейшего возможного участия иностранного капитала в нефтегазовом комплексе России.
1. Участие в совместных проектах с российскими государственными нефтегазовыми компаниями (ОАО «Газпром», «Роснефть»), особенно в новых регионах добычи: на севере Западной Сибири (в основном ЯНАО), в Восточной Сибири и на шельфе морей.
2. Покупка пакетов акций крупных российских ВИНК.
3. Приобретение небольших частных нефтегазовых компаний, разрабатывающих месторождения (кроме стратегически важных для безопасности страны).
4. Участие в подрядных работах и оказание сервисных услуг [4].
Объемы и структура иностранных инвестиций за период с 1995 г.
по 2006 г. представлены в табл. 5 и 6 соответственно, в разрезе их видов [4].
Таблица 5
Динамика иностранных инвестиций в нефтяную промышленность России с 1995 по 2006 гг. (млн долл.)
Вид инвестиций Год
1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Всего 2983 10958 14258 19780 29699 40509 53651 90286
Прямые инвестиции 2020 4429 3980 4002 6781 9420 13072 28423
Портфельные инвестиции 39 145 451 472 401 333 453 1376
Прочие инвестиции 924 6384 9827 15306 22517 30756 40126 60487
Таблица 6
Структура инвестиций, поступивших от иностранных инвесторов, в России по видам с 1995 по 2006 гг. (%)
Вид инвестиций Год
1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Всего 100 100 100 100 100 100 100 100
Прямые инвестиции 67,7 40,4 27,9 20,2 22,8 23,3 24,4 31,5
Портфельные инвестиции 1,3 1,3 3,2 2,4 1,4 0,8 0,8 1,5
Прочие инвестиции 31,0 58,3 68,9 77,4 75,8 75,9 74,8 67,0
В абсолютном выражении объем прямых иностранных инвестиций пока остается незначительным. Их отношение к ВВП находится на уровне около 1,5—2,0 %. Этот показатель в несколько раз уступает аналогичным показателям в странах Восточной Европы, Индии и Китае [4].
Одной из веских причин проявления осторожности иностранных компаний при инвестировании денежных средств в российские предприятия являются высокие экономические риски. В связи с этим представляется целесообразным сохранять или приобретать по мере необходимости в процессе рыночной торговли в собственность государства активы наиболее значимых нефтяных предприятий в размере, достаточном для минимизации экономических рисков иностранных инвесторов за счет предоставления государственных гарантий.
Благоприятными для развития нефтяной промышленности также представляются изменения, вносимые в закон «О недрах». В обмен на возможность участвовать в добыче нефти и газа на территории России иностранным компаниям необходимо будет передавать в собственность российским структурам долю в газораспределительных, маркетинговых и электроэнергетических активах за границей на территории существующих либо потенциальных рынков сбыта. С российской стороны привлечение иностранного инвестора в крупные российские нефтегазовые проекты будет мотивироваться либо импортом технологий, либо возможностью получения доступа к инфраструктуре рынков сбыта. Возможность привлечения собственно инвестиций из-за рубежа будет играть второстепенную роль [14].
Следует заметить, что крупнейшие российские нефтегазовые компании активно реализуют совместные проекты с иностранными партнерами в России и за рубежом, а также привлекают финансовые ресурсы путем размещения своих ценных бумаг на зарубежных и международных фондовых рынках. Кроме того, в условиях высокой стоимости и ограниченности кредитных ресурсов в российских банках нефтегазовые компании привлекают иностранные кредиты под будущие доходы, связанные с продажей нефти и газа на международных рынках [14].
Доля портфельных инвестиций в НГК составляет около 1 % в общем объеме иностранных инвестиций в отрасль. Это связано с низкой привлекательностью миноритарных пакетов акций российских нефтегазовых компаний относительно предоставления кредитов и прямых инвестиций, позволяющих участвовать в управлении бизнесом. Кроме того, в России часто имеет место ущемление прав миноритарных инвесторов [14].
Основная часть иностранных инвестиций в Россию поступает из Люксембурга, Нидерландов, Великобритании, Германии, Кипра (табл. 7) [14].
Таблица 7
Объем инвестиций, поступивших от иностранных инвесторов в экономику Российской Федерации (млн долл.)
Страна Год
1995 2GGG 2GG1 2GG2 2GG3 2GG4 2GG5 2GG6
Всего 2983 1G958 14258 1978G 29699 4G5G9 53651 9G286
Люксембург 4 2G3 146 1258 224G 8431 13841 3877
Нидерланды 85 1231 1249 1168 1743 51G7 8898 13538
Великобритания 183 599 1553 2271 462G 6988 8588 14274
Кипр 4G 1448 2331 2327 42G3 5473 5115 1G886
Г ермания 3G8 1468 1237 4GG1 43G5 1733 ЗОЮ 5139
Швейцария 436 784 1341 1349 1G68 1558 2G14 3848
США 832 1594 16G4 1133 1125 185G 1554 3118
Франция 1G8 743 12G2 1184 3712 2332 1428 6474
Виргинские острова 17 137 6G4 13G7 1452 8G5 1211 1541
Австрия 81 79 423 376 394 811 1G57 13G5
Другие страны 889 2672 2568 34G6 4837 5421 6935 26284
Особенностью иностранных вложений в российскую экономику является то, что значительная их часть - это ранее вывезенные из страны капиталы российского бизнеса. К такому роду инвестиций относятся в значительной мере вложения с Кипра, с Виргинских островов, из Люксембурга, Гибралтара, Великобритании, США, Ирландии и др. [14].
Прямые иностранные инвестиции в основном осуществляются транснациональными компаниями: British Petroleum (Великобритания), Royal Dutch/Shell (Великобритания, Нидерланды), ExxonMobil (США), ONGC Videsh (Индия) и др. [14].
В настоящее время основная добыча нефти в России приходится на несколько крупных ВИНК (табл. 8). Доля в общей добыче нефти, приходящаяся на иностранный капитал, составляет 53-55 млн т, или 13 %.
В последние годы в России повышается роль государственных компаний в развитии нефтегазового комплекса, особенно в новых нефтегазодобывающих регионах [14].
Таблица 8
Добыча нефти в Российской Федерации в 2006 г. с дифференциацией по компаниям
Компании Всего Российский капитал Иностранный капитал
млн т % млн т % млн т %
ВИНК 455,3 94,9 402,3 96,2 53,0 85.5
«Роснефть» 81,1 16,9 81,1 19,4
«ЛУКОЙЛ» 90,8 18.9 80.5 19,3 10,4 16,8
«Сургутнефтегаз» 66 13.8 66,0 15,8
«Г азпром», включая «Г азпром-нефть» (до 2006 г. - «Сибнефть») 46,2 9,6 46,2 11,1
ТНК-ВР (включая «Удмуртнефть» до сентября 2006 г.) 73,6 15,3 36,8 8,8 36,8 59,4
«Т атнефть» 25,6 5,3 25,6 6,1
«Башнефть» 11,8 2,5 11.8 2,8
«Славнефть» (контролируется ТНК-ВР и «Г азпром нефтью») 23,7 4,9 17,8 4,3 5,8 9,4
«Русснефтъ» 14,9 3,1 14,9 3,6
«ЮКОС» 21,6 4,5 21,6 5,2
Прочие российские производители 14,2 3,0 14,2 3,4
Иностранные инвесторы 10,5 2,2 1,5 0.4 9,0 14,5
Sakhalin Energy (проект «Сахалнн-2») 1,4 0,3 1,4 2,3
Тоталь РРР 0,9 0,2 0,9 1,5
«Сахалин-1» 1,5 0,3 0,3 0,1 1,2 1,9
«Салым Петролеум Дев. Н. В.» (иностранный капитал) 1,9 0,4 1,9 3,1
«В аньеганнефтъ» (иностранный капитал) 2,4 0,5 1.2 0,3 1,2 1,9
Восточная транснациональная компания 0,3 0,1 0,3 0,5
Прочие производители 2,1 0.4 2,0 3,2
Всего 480,0 100,0 418,0 100,0 62,0 100,0
Доля в добыче, % 100 87,1 12,9
Экспорт нефти из России составил в 2007 г. 240 млн т, экспорт нефтепродуктов — 111 млн т. Поставки нефтепродуктов на внутренний рынок составили 118 млн т, а выручка превысила 76 млрд долл. Выручка от экспорта нефти превысила 115 млрд долл., а от экспорта нефтепродуктов — 51 млрд долл. Основные направления экспорта
российских нефтепродуктов: Европа (свыше 85 %), страны АТР (около 8 %), США (около 4 %) и страны СНГ (3 %) [9].
Глубина переработки в 2007 г. составила 72,1 %. Необходимо резкое увеличение глубины переработки и повышение качества нефтепродуктов для обеспечения растущего внутреннего спроса бензином, авиакеросином и дизельным топливом [9].
В структуре экспорта нефтепродуктов целесообразно последовательное сокращение доли мазута и средних дистиллятов, предназначенных для последующей переработки в странах-реципиентах, при увеличении объема поставок высококачественных нефтепродуктов конечного использования, прежде всего дизельного топлива, на рынки Западной Европы и АТР. Перспективная емкость международных рынков нефтепродуктов для поставок из России — 120—150 млн т в год [9].
Сегодня в стране сложился ненадежный, высокозатратный, неуправляемый рынок нефтепродуктов. Непрерывно растут корпоративные издержки обращения, возрастают объемы нерациональных перевозок нефтепродуктов на дорогостоящем железнодорожном транспорте, практически отсутствует экономически обоснованная координация работы различных видов транспорта при осуществлении хозяйственных связей в смешанных сообщениях. Нет должного контроля за состоянием товарных и производственных запасов в районах потребления ни со стороны государства, ни со стороны корпораций, ни региональных органов власти [12]. Неуправляемость запасами влечет за собой в одних регионах появление искусственного дефицита и потерю потребителей из-за недостатка товарных запасов, а в других регионах замедление оборачиваемости корпоративных оборотных средств из-за резкого превышения нормы запасов.
Нефтяные компании с помощью региональных органов власти должны способствовать созданию и внедрению экономических механизмов, которые могут заинтересовать субъектов регионального рынка использовать в хозяйственной практике экономические новшества, направленные на ресурсосбережение в сфере обращения. Одним из таких новшеств является метод регулирования рынка на основе использования при корпоративном планировании системы долговременных нормативов запасоемкости продаж нефтепродуктов.
Новизна этого метода — в корпоративном управлении товарными запасами на основе имитационного моделирования региональных
процессов обращения нефтепродуктов, позволяющего практически поддерживать устойчивый территориальный баланс спроса и предложения на эту продукцию При этом может бытъ использована многоуровневая балансовая модель
Вк + Ок = + Ок+
где Бк — завоз нефтепродуктов в регионе в к-м месяце;
О (Ок+1) — товарные запасы на 1 -е число к-го месяца;
$ - объем продаж (поставка по региону в целом в к-м месяце).
Уровень товарных запасов зависит в основном от качества транспортного обслуживания региона, близости источников ресурсов и колебаний потребительского спроса, связанных с сезонностью работы машинно-тракторного парка, особенно в сельскохозяйственном производстве.
Конъюнктуру регионального товарного рынка характеризует значение показателя запасоемкости продаж (В), рассчитываемое как соотношение
Вк = Ок + 0к
где О - запасы на 1-е число месяца к, которые можно рассматривать как объем предложения товара на этот период;
$ — потребительский спрос товара месяца к. Стоимостным показателем конъюнктуры рынка является цена. Однако в условиях переходного периода рыночные механизмы еще не сложились, поэтому в настоящее время страна испытывает потребность в целенаправленном регулировании цены на нефтепродукты.
Необходимо создать механизм регулирования рынка силами крупных корпораций. Такой механизм должен предусматривать поддержание стабильной конъюнктуры регионального рынка на основе управления переходящими товарными запасами, сосредоточенными на корпоративных распределительных нефтебазах.
Можно выделить следующие этапы работ по регулированию регионального рынка.
Поддержание нормативного уровня товарных запасов в ходе корпоративного планирования поставок и перевозок нефтепродуктов, которое позволит повысить надежность обеспечения потребителей
с меньшими издержками за счет своевременного завоза нефтепродуктов в район потребления из ближайшего источника ресурсов и за счет синхронизации уровней переходящих товарных запасов и планируемых текущих объемов продаж. Это, в свою очередь, позволит выявить при ретроспективном анализе резервы экономии издержек обращения, снизить транспортные расходы путем оптимального планирования завоза нефтепродуктов в район потребления и ускорения оборачиваемости топлива на региональном рынке.
Необходимо комплексное рассмотрение транспортно-складской региональной системы нефтепродуктообеспечения, позволяющее выбрать инвестиционные проекты, которые могут обеспечить ускорение оборачиваемости корпоративных оборотных средств, отвлекаемых в товарные запасы, и повышение надежности снабжения потребителей в зоне конкурентного преимущества нефтяной компании [12].
Таким образом, к комплексу мер по развитию нефтяной промышленности в условиях глобального экономического кризиса можно отнести:
1. Возобновление отчислений нефтяных предприятий на проведение геологоразведочных работ.
2. Дифференциация налога на добычу полезных ископаемых в зависимости от геолого-климатических условий разработки нефтяных месторождений.
3. Совершенствование системы рентных платежей на основе более точного учета затрат добычи нефти.
4. Законодательное совершенствование порядка заключения соглашения о разделе продукции.
5. Снижение нормы амортизации и налогов для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
6. Предоставление налоговых льгот для малых и средних предприятий и создание условий для беспрепятственного доступа к нефтепроводам и нефтеперерабатывающим заводам в условиях международной конкуренции.
7. Принятие мер в рамка финансово-кредитной политики государства направленных на удешевление кредитных ресурсов в стране.
8. Снижение затрат на транспортировку нефти и нефтепродуктов на основе совершенствования методики расчета тарифа на услугу по транспортировке.
9. Создание рациональной региональной системы распределения запасов нефтепродуктов, сокращающей затраты на их транспортировку и снижающей искусственный товарный дефицит.
Библиографический список
1. Айрапетян С.И. Проблемы инвестиционной политики предприятий нефтегазового комплекса России / С.И. Айрапетян // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2009. — № 1. — С. 33—34.
2. Андреев А.Ф. Развитие малого и среднего бизнеса как одно из направлений повышения эффективности использования нефтегазовых ресурсов / А.Ф. Андреев, Е.В. Николаева // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 8. — С. 11—14.
3. Арбузов В.В. Проблемы качества и надежности функционирования нефтегазового комплекса России / В.В. Арбузов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 10. — С. 9—13.
4. Арбузов В.В. Некоторые вопросы оценки нефтяного потенциала России / В.В. Арбузов, Л.П. Гужновский // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 12. — С. 26—28.
5. Гужновский Л.П. Некоторые вопросы оценки нефтяного потенциала России / Л. П. Гужновский // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 12. — С. 26—28.
6. Дмитриева О.М. Состояние, факторы и стратегии развития нефтедобывающей отрасли / О.М. Дмитриева // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 8. — С. 14—22.
7. Зубарева В.Д. Совершенствование тарифообразования в магистральном транспорте нефти / В.Д. Зубарева, С.Г. Лоповок // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 5. — С. 8—11.
8. Игнатьев С.В. Предложение по реализации рентного потенциала обложения природопользования в налоговой системе РФ / С. В. Игнатьев // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 11. — С. 22—26.
9. Коржубаев А.Г. Развитие глубокой переработки углеводородного сырья в России в условиях трансформации мировых рынков продукции нефтеперерабатывающей, газоперерабатывающей, нефтехимической и газохимической промышленности / А.Г. Коржубаев, И.А. Соколова // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 8. — С. 4—10.
10. Милованов В. И. Минерально-сырьевая база России. Угрозы развитию и пути их преодоления / В. И. Милованов, И. В. Филимонова // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 2. — С. 17—23.
11. Пономарев И.А. Потенциал Арктического шельфа и перспективы его освоения / И. А. Пономарев // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2009. — № 1. — С. 35—39.
12. Солкина А.А. Методы отраслевого регулирования территориального рынка нефтепродуктов / А.А. Солкина // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 9. — С. 11—12.
13. Спириденков Н.Ю. Некоторые проблемы современного управления реформированием систем налогообложения добывающих предприятий нефтегазового комплекса / Н.Ю. Спириденков // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 1. — С. 19—29.
14. Эдер Л.В. Иностранный капитал в нефтегазовом комплексе России / Л.В. Эдер // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. — 2008. — № 2. — С. 23—32.
