Это наглядно подтверждает существование разных подходов и
реклама
125 Это наглядно подтверждает существование разных подходов и определяет направления работы компаний и администраций округов по вопросам ценообразования в регионах нефтегазодобывающей отрасли Севера Западной Сибири. Далее рассчитаем рост корпоративной цены за период с 1996 г. по 1999 г. Коэффициент роста составил 1,99 (52,2 руб./26,2 руб.). Рассматривая динамику корпоративных цен, еще раз отметим — цена на нефть за последнее время в ХМАО выросла в 2,36 раза, в ЯНАО — в 1,38 раза, на газ — в 1,99 раза. При такой тенденции опережающего роста корпоративных цен в ХМАО по отношению к ЯНАО, диспропорции в экономическом развитии округов и далее будут сохраняться. 2.2. Оценка природно-ресурсного потенциала и проблемы его истощения Национальное богатство любой страны или совокупное общественное богатство регионов состоит из природного, имущественного и человеческого капитала, каждый из которых имеет стоимостную оценку. Существуют разные подходы к оценке национального богатства страны. Ученые и эксперты, пользуясь фактически одними и теми же исходными данными, предлагают результаты оценок, которые отличаются широким диапазоном. Приведем некоторые наиболее известные и авторитетные результаты распределения национального богатства стран мира и России. 126 По данным, предложенным Всемирным банком реконструкции и развития и Программой развития ООН, общее богатство мира распределяется следующим образом: природные богатства составляют — 20%; накопленные материальные блага (имущество) — 16%; накопленные вложения в человека (человеческий капитал) — 64%. По оценкам российских ученых, выполненных под руководством Д. С. Львова, в России это соотношение совершенно иное: природные богатства составляют — 83-88%; имущественный капитал — 7-10%; человеческий капитал — 5-7% [ 113 ]. При доминируют этом невозобновимые топливно-энергетические природные ресурсы богатства, — нефть, в которых газ, уголь, оцениваются с учетом прогнозных запасов в 100-150 трлн. долларов, а 2/3 природных богатств России составляют биомассы водных, воздушных и других, экономически трудно оцениваемых экологических ресурсов, так называемого экокапитала. Л. И. Абалкин приводит структуру распределения национального богатства на душу населения ведущих стран и регионов мира. Представлено в таблице 12, заимствованной из [183]. Таблица 12. Структура элементов национального богатства на душу населения Страны Всего В том числе капитал человеческий Природный Воспроизводи мый тыс. тыс. % тыс. долл. % тыс. % долл. долл. долл. 1. Россия 400/1 200/2 50/3 160/1 40/1 40/3 10/4 2. США 350/2 260/1 75/1 20/3 5/2 70/1 20/2 3. Западная Европа 250/3 180/3 73/2 10/4 4/3 60/2 23/1 4. Ближний Восток 150/4 65/4 43/4 60/2 40/1 25/4 17/3 Под чертой нами показано место страны в совокупности. 127 Интересными для анализа являются и другие оценки национального богатства России, приведенные в таблице 13. Таблица 13. Оценка элементов национального богатства в 1996 г.* Элементы богатства 1. Основной капитал 2. Материальные оборотные средства 3. Домашнее имущество населения 4. Лесные ресурсы 5. Сельскохозяйственные угодья 6. Материальносырьевые ресурсы 7. ИТОГО * [183, стр. 225] Альтернативные оценки 19100 3000 Официальные оценки 17100 300 9000 300 300000 5000 - 1260000 - 1600000 17700 Задачи разработки методики оценки национального богатства России и построения прогноза являются достаточно сложными. Сложность этого процесса заключается в том, что дать точную стоимостную оценку природным ресурсам не представляется возможным в связи с большим диапазоном прогнозных запасов и изменением цен на эти ресурсы на мировом рынке. При оценке стоимости человеческого капитала также возникает много неизвестных и переменных величин. Наиболее просто и точно можно дать стоимостную оценку лишь имущественному капиталу. Широк и диапазон точек зрения ученых и экспертов, выдвигающих различные подходы. Например, В. К. Фальцман на основании собранных материалов доказывал, что вместо непрерывного прироста национального богатства (с учетом природных ресурсов) еще до распада СССР имело место его 128 уменьшение, прежде всего за счет того, что на 1 рубль прироста имущественного богатства расходовалось 2,2 рубля природных ресурсов [189, с. 243]. Несмотря на то, что подобный расчет не лишен ряда допущений автор считает, что и в настоящее время Россия стоит на пути «проедания» природных ресурсов. Объемы добычи нефти и газа в стране и регионе зависят от наличия запасов топливно-энергетических ресурсов, но существенными факторами являются уровень затрат на добычу и транспортировку, привлекательность и возможность вложения инвестиций, динамика мировых цен на нефть и газ. Так на рис. 6 приведена карта Севера Западной Сибири, с нанесенными нефтяными и газовыми городами и основными нефтегазодобывающими предприятиями региона. В названиях предприятий отсутствуют указания, определяющие принадлежность того или иного к определенной вертикально-интегрированной компании. Но в нашем исследовании это главное, тем более, что за последние 7-8 лет со времени существования вертикально-интегрированных компаний ни одна из них не освоила какого-либо крупного нового нефтегазодобывающего производства и не создала новых предприятий. Добыча газа на Севере Западной Сибири в последние годы падала непрерывно. Причинами этому послужили — выработка запасов крупнейших месторождений в Надым-Пур-Тазовском районе и отставание в обустройстве и вводе в эксплуатацию новых крупных газовых месторождений на севере Ямало-Ненецкого автономного округа. 129 Рис. 6. Нефтегазодобывающие предприятия Западной Сибири 1. «Ямбурггаздобыча», 4.«Пурнефтегаз», 5. «Когалымнефтегаз», 2. «Уренгойгазпром», «Ноябрьскнефтегаз», 8. «Варьеганнефтегаз», 6. 3. «Надымгазпром», «Ноябрьскгаздобыча», 9. «Покачинефтегаз», 7. 10. «Лангепаснефтегаз», 11. «Мегионнефтегаз», 12. «Нижневартовскнефтегаз», 13. «Сургутнефтегаз», 14. «Нефтеюганскнефтегаз», 15. «Красноленинскнефтегаз», 16. «Урайнефтегаз», 17. «Тюменьнефтегаз», 18. «Сургутгазпром», 19. «Томскнефть», 20. РИТЭК «Белоярскнефтегаз» 130 Сравнительная динамика добычи нефти и газа в Тюменской области в общероссийском производстве энергоресурсов за последние годы представлена в таблице 14. Таблица 14 Сравнительная динамика добычи нефти и газа в Тюменской области в общероссийской производстве энергоресурсов за 1988 – 2001 гг.* Годы Показате 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 ли год год год год год год год год год год год год год год 1. Производство энергоресурсов в России 1.1.нефть, 568, 551, 516, 461, 398, 352, 316, 307, 301, 305, 303, 305, 323, 348, млн. т 1.2. газ, млрд. м3 8 0 2 0 8 0 0 0 3 8 0 0 2 1 588, 620, 642, 643, 640, 618, 607, 595, 601, 571, 590, 590, 584, 551, 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3 0 0 0 0 2. Производство энергоресурсов в Тюменской области 2.1. нефть, млн. т 2.2. газ, млрд. м3 400, 390, 360, 313, 262, 224, 208, 196, 191, 195, 193, 200, 213, 227, 4 3 3 8 2 7 0 9 9 0 0 0 8 0 505, 539, 569, 513, 575, 567, 550, 539, 548, 518, 542, 540, 531, 526, 6 5 3 4 8 0 0 9 3 5 0 0 0 0 3. Доля Тюменской области в производстве энергоресурсов в России, % 3.1. нефть 71,0 70,8 69,8 68,1 65,7 63,8 65,8 64,1 63,7 63,8 63,7 65,6 66,2 65,2 % 3.2. газ % % % % % % % % % % % % % 86,0 87,0 88,7 79,8 90,0 91,7 90,6 90,7 91,2 90,8 91,9 91,5 90,9 95,5 % % % % % % % % % % % % % % * Использованы данные [146] и материалы Тюменского областного комитета государственной статистики 131 550 млрд. куб. м 560 540 520 520 515 500 515 480 480 490 500 460 440 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Рис. 7. Прогноз добычи газа на Севере Западно-Сибирского региона 2002-2030 гг. (млрд. куб. м.) В 2000 г. на территории Тюменской области добычей нефти и газа занималось 119 предприятий различной формы собственности, из которых 76% работали в Ханты-Мансийском автономном округе, 18% — в Ямало-Ненецком и 6% — на юге области [ 146, с. 4]. Однако из 213 млн. тонн нефти и газового конденсата, добытого в 2000 г. только 0,6 млн. тонн приходилось на юг Тюменской области. Общеизвестно, что от состояния фонда скважин зависит уровень добычи нефти и газа как на отдельном предприятии, так и в регионе в целом. К началу 2001 г. в эксплуатационном фонде насчитывалось 73609 нефтяных и 3534 газовых скважин. Доля бездействующего фонда на 01.01.2001 г. среди нефтяных скважин составляла 22,4% , среди газовых скважин — 21,6%. Ученые, пользуясь одинаковыми исходными данными, по-разному оценивают тенденции и перспективы развития топливно-энергетического комплекса и при этом выдвигают разные прогнозы. Анализируя ряд документов — Концепции социально-экономического развития Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов [ 98, 132 101, 102 ], а также учитывая текущее состояние и перспективы развития топливно-энергетического комплекса Севера Западной Сибири, автор предлагает собственный прогноз параметров, в рамках которых, возможно будет развиваться динамика добычи нефти и газа в регионе, представлен на рис. 7. В перспективе на уровень добычи газа в регионе существенное влияние будут оказывать два основных фактора. Во-первых, увеличение внутреннего и внешнего рынка потребления газа. При благоприятном сценарии и приросте объема производства промышленной продукции в стране на 7-8%, а также дальнейшей газификации населенных пунктов, емкость внутреннего рынка потребления газа к 2030 г. может увеличиться на 50-60%. Учитывая то обстоятельство, что месторождения природного газа в Северном море истощаются, в ближайшие 10-15 лет Россия может стать основным поставщиком газа в Европу. При этом цена природного газа будет иметь тенденцию к повышению. Доля российского газа в общих объемах поставок может составить 30-35%. В этих условиях сбыт дополнительных объемов добычи газа будет обеспечен. Во-вторых, перспективные возможности и наличие инвестиций для обустройства новых газовых месторождений, расположенных на полуострове Ямал и шельфовой зоне. Больших опасений относительно того, что необходимых инвестиций будет недостаточно, нет, но во времени этот процесс может растянуться на длительную перспективу. Учитывая возможности влияния перечисленных факторов, можно сделать достаточно оптимистическое предположение о том, что газовая 133 промышленность в Западно-Сибирском нефтегазодобывающем регионе будет иметь перспективы в ближайшие десятилетия. Допустим, что прогноз добычи нефти будет осуществляться по версии автора рис. 8. Здесь отметим, что нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири достаточно обеспечен Нефтегазодобывающая отрасль ресурсами в на настоящее многие время десятки является лет. самой высокодоходной отраслью в России. С каждым годом инвестиции в добычу нефти и газа растут. Перепроизводства в нефтяной промышленности не предвидится, поскольку как потребности внутреннего рынка, так и емкость внешнего рынка достаточно обширны. В связи с этим можно сделать предположение, что показатели добычи нефти, приведенные на диаграмме рис. 9, имеют большую степень вероятности быть достигнутыми. Газовый конденсат, являясь основным сырьем для нефтехимической промышленности, имеет значительный спрос как внутри страны, так и за рубежом. Однако развитие этой отрасли требует значительных инвестиций для строительства продуктопроводов и обустройства газоконденсатных залежей и месторождений. Относительная отдаленность Севера Западной Сибири от индустриального центра России, значительная составляющая транспортных расходов, суровые природно-климатические условия резко повышают стоимость удельных капитальных затрат на обустройство нефтяных и газовых месторождений и создание социальной инфраструктуры. В прежние времена коэффициент удорожания капитальных вложений по сравнению со средней полосой России составлял 2. 134 Суровые природно-климатические условия, естественно, приводят к удорожанию текущих затрат на производство, и сегодня строительство на Севере Западной Сибири обходится также в 2-3 раза дороже. Содержание трудовых ресурсов и создание минимальной социальной инфраструктуры также требует дополнительных издержек. Если города и поселки, созданные рядом с нефтяными и газовыми месторождениями, имеют уровень социальной инфраструктуры близкий по развитию со средней полосой России, то национальные поселки и отдельные поселения жителей коренной национальности практически не изменили свой социальный облик за десятилетия освоения нефтяных и газовых месторождений. При этом из хозяйственного оборота коренного населения изъято большое количество земель, резко ухудшилось экологическое состояние водоемов, что значительно снизило ресурсы среды обитания коренного млн. тонн населения и возможности сохранения национального уклада жизни. 400 350 300 250 200 150 100 50 0 270-280 300-310 320-330 330-340 350-360 360-370 230 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Рис 8. Прогноз добычи нефти на севере Западно-Сибирского региона в 2002-2030 гг. (млн. тонн.) 135 35 млн. тонн 30 27-30 2025 2030 22-25 25 16-18 20 12-14 15 10 27-30 8-10 6 5 0 2000 2005 2010 2015 2020 Рис. 9. Прогноз добычи газового конденсата на севере ЗападноСибирского региона в 2002-2030 гг. (млн. тонн) 2.3. Оценка капитализации нефтяных компаний Весьма актуально сегодня стоит вопрос о соответствии капитальных вложений в производственную инфраструктуру нефтегазодобывающего комплекса Севера Западной Сибири уровню капитализации нефтяных и газовых компаний, которые оказались преемниками государственной собственности. Еще в послании Федеральному Собранию 2001 г. Президент РФ отметил несовершенство в подходах определения стоимости компаний и особо подчеркнул низкий уровень оценки капитализации нефтяных и газовых компаний России [ 174 ]. Понятия и параметры капитализации нефтяных и газовых компаний в настоящее время стали общедоступными. Данные о стоимости компаний регулярно публикуются в специальных периодических изданиях и являются 136 производными от количества акций и текущей стоимости на рынке ценных бумаг. Количество акций, как правило, достаточно стабильная и постоянная величина. В результате эмиссии, либо в процессе перехода на единую акцию, нефтяные и газовые компании ведут выгодную для себя финансовую политику. Цель этой политики, состоит в перераспределении пакета акций в пользу группы крупных акционеров, владеющих компанией. В начальный период работы компании, а именно в этот период формируется группа собственников, у владельцев компании нет экономического интереса продавать и покупать акции. И если на рынке ценных бумаг данная компания практически не осуществляет сделки, то стоимость акций достаточно низка. Механизм рынка ценных бумаг при этом напоминает круговорот воды в природе: контрагенты договариваются о купле-продаже в узком кругу и только после свершения сделок это становится достоянием общественности. При таком сценарии, естественно, рыночная стоимость акции есть величина достаточно низкая и является субъективной оценкой. Вместе с тем известны объективные факторы, которые в большей степени влияют на рыночную цену акций — стоимость основных фондов компании, разведанные и прогнозные природные запасы нефти и газа, уровень развития производственной и социальной инфраструктуры. Однако в реально сложившихся условиях перечисленные объективные факторы не в полной мере влияют на рыночную цену акции. Процесс приватизации нефте- и газодобывающих объединений, а затем формирование на их базе вертикально-интегрированных компаний проходил в период 1992-1995 гг. Вертикально-интегрированные компании при их создании 137 получили в собственность по достаточно скромной цене капиталоемкое производство со значительной стоимостью основных фондов. Оценим стоимость нефтегазодобывающего комплекса Западной Сибири с помощью метода капитализации доходов. Динамика капитальных вложений в нефтегазодобывающие предприятия нефтяного комплекса Тюменской области за 1970-1997 гг. (в ценах 1991 г.) представлена в таблице 14 и на рис. 10 Таблица 14 Капитальные вложения в нефтедобывающий 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 Капиталь ные вложения 0,2 0,4 0,5 0,6 0,72 0,93 1,1 1,32 1,5 1,82 2,31 3,2 3,5 3,8 4,2 4,4 5,9 6,7 7,7 7,5 7,76 7,8 5,9 4,6 3,3 3,4 3,1 2,7 комплекс Тюменской области за 1970-1997 гг., млрд. руб. (в ценах 1991 г.) 9 8 7,7 7,767,8 7,5 7 6,7 6 млрд. руб. годы 5,9 5,9 5 4 3 4,4 4,2 3,8 3,5 3,2 2,31 1,82 1,321,5 1 0,931,1 0,72 0,6 0,40,5 0,20 4,6 3,33,4 3,1 2,7 2 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 Годы Рис. 10. Динамика капитальных вложений 138 На рис. 10, следует обратить внимание на то, что до приватизации вкладывались огромные капиталовложения в развитие нефтяного комплекса Тюменской области. Например, в период с 1970 г. по 1993 г. в ценах 1991 г. они составили 84360 млн. руб. Если приравнять 1 рубль капитальных вложений в ценах 1991 г. к 1 доллару капитальных вложений 2001 г., то при этом допущении стоимость капитальных вложений на обустройство нефтяных месторождений составит 84360 млн. долларов. Кроме того, при подготовке к вводу в эксплуатацию нефтяных месторождений был проведен комплекс достаточно дорогостоящих мероприятий: сейсморазведка, геологоразведка, строительство геологических поселков, строительство высоковольтных линий электропередач и подстанций, создание внешней транспортной схемы — автомобильных, железных дорог, аэропортов, магистральных нефтегазопроводов. Перечисленные виды работ осуществлялись другими министерствами и ведомствами. Затраты на создание данной инфраструктуры сопоставимы с затратами, необходимыми на разбуривание, обустройство и ввод в эксплуатацию нефтяных месторождений Севера Западной Сибири. Для того, чтобы определить капитализацию нефтяного комплекса Западной Сибири, коэффициент, с необходимо помощью ввести которого универсальный можно учесть долю поправочный остаточных извлекаемых запасов на обустроенных месторождениях. Методика оценки капитализации нефтяных или газовых компаний или, точнее, добывающего блока, включает следующие расчеты: а) Расчет стоимости капитализации компании в части обустроенных месторождений осуществляется по формуле (1) 139 S1 = С * n * k * Q, (1) где S1 — капитализация компании в части обустроенных месторождений; С — стоимость бурения одной скважины, в долларах США; n — количество пробуренных скважин; k — коэффициент, повышающий стоимость наземного обустройства месторождений, равный 1,4-1,8 в зависимости от степени исполнения проекта по стоимости; Q — доля остаточных извлекаемых запасов нефти и газа на обустроенных месторождениях. На примере одного из нефтегазодобывающих предприятий, входящих в вертикально-интегрированную компанию, используя усредненные и условные показатели, определим обустроенных стоимость месторождений. Так капитализации в ОАО компании в «Ноябрьскнефтегаз» части фонд эксплуатационного и нагнетательного фонда скважин на 01.01.2002 г. составил 5200 скважин. Усредненная стоимость бурения одной скважины равна 400 тысяч долларов. Примем повышающий коэффициент k = 1,7, а Q = 0,63. S1 при этих величинах составляет 2227 млн. долл. S1 = 0,4 . 5200 . 1,7 . 0,63 = 2227 млн. долл. б) Расчет стоимости капитализации компании в части месторождений, находящихся в обустройстве. Поле действия нефтегазодобывающих предприятий вертикально- интегрированных компаний зачастую распространяется на несколько десятков нефтяных и газовых месторождений. Одна группа месторождений обычно полностью обустроена, и методика оценки аналогичных месторождений показана выше. Вторая группа месторождений находится в стадии 140 разбуривания и последующего обустройства. Оценка капитализации этой группы месторождений осуществляется по формуле (2): S2 = i* S1, (2) где S2 — стоимость капитализации компании в части месторождений, находящихся в обустройстве; S1 — оценочная стоимость капитализации нефтегазового месторождения; i — коэффициент, повышающий стоимость капитализации месторождений, находящихся в стадии обустройства, равный 1-2. Определим стоимость капитализации компании в части месторождений, находящихся в обустройстве по формуле (2): S1 по обустроенным месторождениям составляет 480 млн. долл.; i = 1,6. Тогда S2 = 768 млн. долл. в) Определение капитализации необустроенных месторождений, на которые компания имеет лицензии на разработку. Зачастую компании, которые ведут разработку и обустройство месторождений, на перспективу прорабатывают вопрос о начале обустройства и добычи нефти на месторождениях, на которые компания имеет лицензию. В этом случае оценка капитализации группы лицензионных нефтегазовых месторождений выполняется по формуле (3): S3 = Q*m*k2, (3) где Q — извлекаемые запасы нефти; m — цена 1 тонны нефти, в долларах; k2 — понижающий коэффициент (0,01–0,2). Диапазон понижающего коэффициента в Ноябрьском нефтегазовом регионе, например, зависит от уровня развития производственной и социальной 141 инфраструктуры, необходимой для эффективного ввода месторождений в эксплуатацию и последующей разработки. Усредненный понижающий коэффициент k2 для Ноябрьского региона можно установить в размере 0,02. Определим стоимость капитализации необустроенных месторождений, на которые компания имеет лицензии на разработку: S3 = Q*m*k2 =2200 млн. тонн х 100 дол/тонн х 0,02 = 4,4 млрд. долл., где Q = 2200 млн. т. m = 100 долл./тонна, k2 = 0,02. При этих параметрах стоимость перспективных лицензионных участков ОАО «ННГ» составляет 4,4 млрд. долл. Нефтяные месторождения в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» в значительной степени обустроены, но при этом весомую долю в капитализации компании составляют перспективные лицензионные участки и месторождения нефти и газа. г) Расчет общей стоимости добывающего блока компании «Сибнефть» осуществляется по формуле (4): Sн=S1+S2+S3, (4) Sн = 2227 + 768 + 4400 = 7395 млн. долл., Общая стоимость вертикально-интегрированной компании состоит из стоимости добывающего, перерабатывающего, сбытового подразделений. В ВИК, естественно, преобладающим является добывающий блок, его стоимость находится в интервале 80–90%. В системе ОАО «Сибнефть» реальная доля добывающего блока составляет не менее 90%. Исходя из этого, 142 общая капитализация компании ОАО «Сибнефть» по предложенной нами методике составляет 8216,67 млн. долл. (7395/0,9). Величина извлекаемых запасов нефти на Севере Западной Сибири составляет 20-30 млрд. тонн, прогнозные запасы - в два-три раза больше. При стоимости нефти сто долларов за тонну, стоимость извлекаемых запасов составит 2-3 трлн. долларов. При извлечении 40 трлн. м3 газа на Севере Западной Сибири (прогнозная оценка 120 трлн. м3), и стоимости газа за 1000 м3 сто долларов, стоимость извлекаемого газа может составить 4-5 трлн. долларов. При расчете капитализации нефтяных компаний по предложенной нами методике, стоимость компаний в технологической части составит 100-120 млрд. долларов. Капитализация ОАО «Газпром», ведущего добычу газа на Севере Западной Сибири, также близка к этой цифре с учетом стоимости газопроводной системы. Введем поправочный коэффициент R, характеризующий соотношение капитализации нефтяных и газовых компаний к стоимости ресурсов. Если за стоимость ресурсов нефти и газа в Западной Сибири возьмем усредненную величину, что составляет минимальную величину, полученную нами, 6 трлн. долларов, а сумму капитализации нефтяных и газовых компаний в размере 200 млрд. долларов, то R=3,3%. Очевидно, что это довольно низкий процент и возникает необходимость введения повышающего коэффициента, кратность которого находится в пределах от 1,1 до 2. Кроме показателя текущей рентабельности для любой нефтегазовой компании важен и уровень обеспеченности разведанными запасами. Запасы, на 143 которые компания имеет права недропользования, являются одним из важнейших материальных активов. Это значит, что наличные запасы подчиняются тем же законам и требованиям экономически эффективного использования, что и другие факторы производства. Данное обстоятельство представляется особенно важным. С одной стороны, необходимо, чтобы компания поддерживала определенный уровень обеспеченности запасами в целях окупаемости инвестиций, а с другой — уровень обеспеченности запасами не может и не должен быть чрезмерно высоким, поскольку подготовка запасов также требует значительных инвестиций, которые должны быть возвращены в установленные сроки. Не случайно, поэтому средний уровень кратности запасов нефти у ведущих западных нефтегазовых компаний составляет около 11-12 лет [ 98 ]. Инфраструктуру нефтегазового комплекса, как и любого другого, делят на производственную и социальную. Если производственная инфраструктура учтена в капитализации нефтяных и газовых компаний, то стоимость социальной инфраструктуры никак не учитывается. При этом отметим, что на Севере Западной Сибири в течение 30 лет создавалась мощная сеть социальной инфраструктуры, позволяющая и сегодня эффективно работать нефтяным и газовым компаниям. Если проанализировать политику развития ресурсодобывающих отраслей с дореволюционного времени, то можно утверждать, что строилась она по схеме: доходы от эксплуатации природных ресурсов формировались на основе заниженных цен и применения примитивных технологий добычи. Доходы направлялись в государственный бюджет, а затем из бюджета незначительная часть выделялась на поддержание и развитие ресурсоэксплуатирующих 144 отраслей. В настоящее время в государственный бюджет поступает средств значительно меньше, чем акционерам нефтяных компаний. Поэтому социальная эффективность добычи природных ресурсов на Севере Западной Сибири снизилась. Такая политика таит в себе опасность социального недовольства, а сейчас еще и усугубила ситуацию в связи с тем, что ресурсодобывающие отрасли прекратили участие в социальном развитии территории и социальной инфраструктуры. Приведем пример: нефтяная компания планирует добычу нефти в объеме 10 млн. тонн в регионе с неразвитой социальной инфраструктурой. Для этого требуется не менее 10-12 тыс. работающих. Есть два направления формирования трудового коллектива: либо создавать населенные пункты в районе добычи нефти, либо осваивать месторождения вахтовым методом. На протяжении последних 30 лет эти два метода соперничали между собой, но, на взгляд автора, истина в этом споре находится по середине. Поэтому отдадим предпочтение смешанному способу привлечения трудовых ресурсов в регион для освоения нефтяных и газовых месторождений. В качестве примера можно привести судьбу нескольких десятков геологических поселков на Севере Западной Сибири. Геологическое производство формировалось по краткосрочным схемам в основном вахтовым методом, деятельность по освоению не подкреплялась перспективами дальнейшего развития. К сожалению, предыдущие затраты на освоение этой территории оказывались безвозвратно потерянными. 145 Вернемся к рассмотрению примера, имея 8 тыс. постоянных работников и 4 тыс. вахтовиков. Компании необходимо создать один или несколько населенных пунктов с численностью населения до 40 тыс. человек. Такой город по самым скромным подсчетам стоит 400-500 млн. долларов, что в конечном итоге должно быть включено в себестоимость добычи нефти в размере не менее 5-6 долларов на 1 тонну. В связи с этим целесообразно введение еще одного повышающего коэффициента капитализации компании, учитывающего наличие развитой социальной инфраструктуры в нефтегазодобывающем регионе. Ксоц. — коэффициент развития социальной инфраструктуры, размер которого находится в пределах от 1,01 до 2. Введение двух коэффициентов R и Ксоц., повышающих уровень капитализации нефтяных и газовых компаний увеличивает стоимость компании, определенной по формуле (4), и фактически приближает к реальной стоимости. Следовательно, приняв принципы, изложенные в предлагаемой методике, можно увеличить доходную часть как федерального, так и регионального бюджетов за счет увеличения налога на имущество. ВЫВОДЫ 1) Основу валового продукта ХМАО составляет добыча нефти. При текущей добыче в объеме 200 млн. тонн нефти в год и достаточно скромной мировой цене на нефть в 120 долл. за тонну, расчетный валовой региональный продукт составляет 24 млрд. долл. (200х120). Валовой региональный продукт ХМАО составляет величину, равную 30 млрд. долл. 146 В то время как в ХМАО основными субъектами деятельности являются нефтяные компании, в ЯНАО, наоборот, нефтяная промышленность и нефтяные компании занимают второе место. Валовой региональный продукт ЯНАО формируется в основном за счет функционирования двух отраслей: — газовый комплекс при использовании усредненных (экспортных и внутрироссийских) цен на газ формирует ВРП в размере 30 млрд. долл. (500 млрд. м3 х 60 долл./100м3); — нефтяной и газоконденсатный комплекс вносит в ВРП 4,2 млрд. долл. (35 млн. тонн х 120 долл./тонну). Тогда совокупный валовой региональный продукт, создаваемый двумя округами как объектом нашего исследования составит 64 млрд. долл. 2) Объем добычи природных энергоресурсов в пересчете на тонну условного топлива наглядно показывают, что 20 лет назад Ямал добывал природных энергоресурсов в 3 раза меньше, чем Югра, но уже к 1988 г. объемы добычи энергоресурсов в переводе на условное топливо сравнялись, а в настоящее время Ямал добывает в 2,5 раза больше, чем соседний округ. И здесь мы обнаруживаем экономический парадокс, состоящий в том, что, добывая энергоресурсов в 2,5 раза больше, чем Югра, ценовой эквивалент объема произведенной промышленной продукции на Ямале меньше в 4 раза. Таким образом, сформировалось десятикратное искажение экономических показателей. На внешний рынок в последние годы поставляется 200 млрд. м3 газа и в связи с жестким разделением рынка увеличение поставок газа за рубеж маловероятно. В этом плане показателен 2000 г. — объем экспорта газа 147 снизился на 6%, но при этом цена на экспортный газ увеличилась более чем на 50%. Не праздный вопрос - сколько газа может потребить внутренний рынок России, если цены будут повышаться? Естественно, внутренний рынок сузится и встанет вопрос о невостребованности 100-150 млрд. м3 и, как следствие, объем добычи газа ограничиться Надым-Пур-Тазовским газоносным регионом. Это приведет к снижению инвестиций для освоения и обустройства новых газовых месторождений и некоторому уменьшению количества рабочих мест. Добывая на 100-150 млрд. м3 газа меньше, газовики увеличат объем реализации по завышенным ценам, что приведет к увеличению налоговой базы округа. И в этом заключается вероятность появления второго экономического парадокса. Корпоративная цена — цена, устанавливаемая на нефть и газ самостоятельно вертикально-интегрированными нефтяными компаниями, по которой добывающие подразделения – дочерние предприятия продают продукцию материнской компании. Сложившаяся практика применения корпоративной цены позволяет компаниям выносить основной объем реализации за пределы территорий, на которых добывается нефть и газ. Это соответственно ведет к снижению налогооблагаемой базы в ХМАО и ЯНАО. Правительству РФ не удалось добиться доведения корпоративных цен до рыночных. Компромиссным решением в настоящее время стало утверждение экспортных пошлин на нефть и газ в зависимости от цены нефти марки URALS на западных рынках, что ведет к росту отчислений только в федеральный бюджет. 3) В перспективе на уровень добычи газа в регионе существенное влияние будут оказывать два основных фактора. Во-первых, увеличение внутреннего и внешнего рынка потребления газа. При благоприятном сценарии 148 и приросте объема производства промышленной продукции в стране на 7-8%, а также дальнейшей газификации населенных пунктов, емкость внутреннего рынка потребления газа к 2030 г. может увеличиться на 50-60%. Учитывая то обстоятельство, что месторождения природного газа в Северном море истощаются, в ближайшие 10-15 лет Россия может стать основным поставщиком газа в Европу. При этом цена природного газа будет иметь тенденцию к повышению. Доля российского газа в общих объемах поставок может составить 30-35%. В этих условиях сбыт дополнительных объемов добычи газа будет обеспечен. Во-вторых, перспективные возможности и наличие инвестиций для обустройства новых газовых месторождений, расположенных на полуострове Ямал и шельфовой зоне. Больших опасений относительно того, что необходимых инвестиций будет недостаточно, нет, но во времени этот процесс может растянуться на длительную перспективу. Учитывая возможности влияния перечисленных факторов, можно сделать достаточно оптимистическое предположение о том, что газовая промышленность в Западно-Сибирском нефтегазодобывающем регионе будет иметь перспективы в ближайшие десятилетия. 4) Инфраструктуру нефтегазового комплекса, как и любого другого, делят на производственную и социальную. Если производственная инфраструктура учтена в капитализации нефтяных и газовых компаний, то стоимость социальной инфраструктуры никак не учитывается. При этом отметим, что на Севере Западной Сибири в течение 30 лет создавалась мощная сеть социальной инфраструктуры, позволяющая и сегодня эффективно работать нефтяным и газовым компаниям. 149 Если проанализировать политику развития ресурсодобывающих отраслей с дореволюционного времени, то можно утверждать, что строилась она по схеме: доходы от эксплуатации природных ресурсов формировались на основе заниженных цен и применения примитивных технологий добычи. Доходы направлялись в государственный бюджет, а затем из бюджета незначительная часть выделялась на поддержание и развитие ресурсоэксплуатирующих отраслей. В настоящее время в государственный бюджет поступает средств значительно меньше, чем акционерам нефтяных компаний. Поэтому социальная эффективность добычи природных ресурсов на Севере Западной Сибири снизилась. Такая политика таит в себе опасность социального недовольства, а сейчас еще и усугубила ситуацию в связи с тем, что ресурсодобывающие отрасли прекратили участие в социальном развитии территории и социальной инфраструктуры.
