Нефть России на внешнем и внутреннем рынках: возможности и ограничения

НЕФТЬ РОССИИ НА ВНЕШНЕМ И ВНУТРЕННЕМ РЫНКАХ: ВОЗМОЖНОСТИ И ОГРАНИЧЕНИЯ1

Нефтегазовый комплекс на современном этапе - основа национальной экономики. Развитием комплекса во многом определяется эффективность социально-экономических реформ в России. Вместе с тем анализ перспектив развития комплекса в значительной мере затруднен в связи с недостаточной «прозрачностью» экономической и финансовой деятельности комплекса и его предприятий. В статье предпринята попытка реконструировать в укрупненном виде финансовые потоки в нефтяной промышленности с целью оценки инвестиционных возможностей в ближайшее десятилетие. На основании укрупненного анализа построена модель развития нефтяного комплекса, позволяющая учитывать влияние внешнего рынка и внутренней экономической политики как в целом для национальной экономики, так и для комплекса в частности. Получены прогнозные оценки для двух сценариев экономического развития России - инерционного и антикризисного и намечены элементы стратегии регулирования нефтяного комплекса в свете ожидаемого внутреннего спроса на нефтепродукты и возможностей экспорта нефти и нефтепродуктов из России.

Нефтяной комплекс в политико-экономической структуре страны. За последнее десятилетие нефтяной комплекс России претерпел глубокие изменения, в результате которых государственные предприятия были преобразованы в акционерные общества. Сегодня существуют 15 крупных нефтедобывающих компаний, многие из которых превратились в интегрированные компании, объединяющие предприятия добычи, переработки нефти и сбыта нефтепродуктов (Приложение, табл. 1). Кроме того, добычу нефти и газового конденсата ведет РАО «Газпром», функционируют также около 80 самостоятельных российских предприятий и 44 совместных российско-иностранных предприятия, доля которых в добыче нефти не превышает 7% (1999 г.). Магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов осуществляют государственные компании «Транснефть» и «Транснефтепродукты», являющиеся естественными монополиями. Предполагалось, что такая организационная структура комплекса позволит повысить эффективность топливоснабжения потребителей при сохранении возможностей государственного регулирования. Частично это удалось, но конечные результаты оказались весьма спорными (а с точки зрения стратегии развития национальной экономики - даже отрицательными) как в области повышения эффективности производства, так и создания условий для гибкой и своевременной увязки интересов общества и владельцев приватизированных компаний.

Не секрет, что российская экономика в последние три десятилетия держится на нефти и газе. Если бы не экспорт нефти в 70-80-х годах, а затем и газа, то крах коммунистической системы произошел бы значительно раньше. В последние годы значимость нефтегазового комплекса еще более возросла. Из добытых в 1999 г. 305 млн. т нефти 121,5 млн. т отправлено на экспорт (кроме того, 3,65 млн. т экспортировано вне графика - по спецразрешениям). Валютные поступления на 45-50% обеспечиваются за счет экспорта топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) (точнее, нефти и газа). В 1997 г. за счет экспорта этих ресурсов получено более 40 млрд. долл. валютной выручки. Следующие по значимости позиции экспорта -черные и цветные металлы и вооружение - принесли всего 14,2 и 3 млрд. долл. соответственно. Формирование федерального бюджета происходит более чем наполовину (56% в 1997 г.) за счет налогов и платежей топливно-энергетического комплекса (ТЭК), а консолидированного бюджета страны - более чем на четверть. Да-

1 Статья подготовлена при поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект № 99-02-00280а).

же при всем желании изменить сырьевую направленность экономики у государства сегодня нет других источников для осуществления социально-экономической политики внутри страны даже в минимальном объеме и для оплаты внешних долгов.

Между тем возможности государства по продолжению такой политики постепенно сокращаются. Государство постоянно обращается к нефтяным компаниям за финансовой поддержкой, оплата которой осуществляется на чрезвычайно льготных условиях и сопровождается сокращением доли государства в активах нефтяных компаний, т. е. сужением возможностей дальнейшего заимствования финансовых средств. Сегодня в нефтяном комплексе государство располагает: 100% акций компании «Роснефть», 85% - НК «ОНАКО», 85,36% - «Норси-Ойл», около 15,5% -«ЛУКойл», почти 75% акций - «Славнефть», иначе говоря, под контролем государства осталось менее 30% производственных возможностей нефтедобычи. Однако в ближайшее время вполне вероятны дальнейшие продажи государственных пакетов акций, настоятельная необходимость которых обусловлена огромными расходами на избирательные компании 1999-2000 гг. Так, в целях покрытия дефицита госбюджета в 2000 г. в объеме 18 млрд. руб. (600 млн. долл.) Мингосимущество подготовило список НК для приватизации оставшихся у них пакетов акций. В их числе: 10,93% акций НК «ЛУКойл», 71,25% - «Роснефть», 55,34% - «Славнефть» и 85% - «ОНАКО», а также отраслевых объектов: 38% - ОАО «Прикас-пийскбурнефть» и 25% - ОАО «Транснефтепродукт». Причем эти продажи проводятся по схемам, предусматривающим продажу 1 барр. нефти всего за 1-3 цента [1, с. 24]. Через несколько лет у государства в нефтяной промышленности не останется активов, продавая которые оно сможет проводить текущую экономическую политику. Резервы государственного регулирования сокращаются гораздо быстрее расширения дополнительных источников финансирования государственного механизма и программ.

Текущее состояние нефтяной промышленности. Несмотря на приватизацию нефтяного комплекса, на которую возлагались большие надежды, объем производства в нем за последние годы значительно снизился. Добыча нефти с газовым конденсатом сократилась с 516 млн. т в 1990 г. до 303 млн. т в 1999 г., или на 41%. В условиях структурной перестройки экономики, сопровождавшейся снижением ВВП и промышленного производства более чем вдвое, основное влияние на спад производства в нефтяном секторе оказали снижение потребности на внутреннем рынке, сокращение возможностей экспорта (главным образом в страны СНГ), а также ухудшение качественной структуры ресурсной базы нефтедобычи. Эти объективные факторы в значительной мере усиливались практикой новых владельцев нефтяных компаний, интересы которых были направлены в первую очередь на извлечение максимальной прибыли без соответствующих вложений в поддержание ресурсной базы и производства, что ограничило возможности нефтяного комплекса наращивать добычу (или хотя бы ее поддерживать) при выходе национальной экономики из кризиса.

Вместе с тем возможности некоторого наращивания добычи нефти в России все еще имеются2. Укрупненная характеристика нефтегазоносных провинций на территории России приведена в табл. 2 (Приложение).

Величина разведанных запасов жидкого топлива достигает 12 млрд. т. По оценкам ВР-АМОСО Со. [2], разведанные запасы только нефти в России оцениваются в 6,7 млрд. т, что соответствует почти 22 годам обеспеченности запасами при добыче на уровне 1998 г. Это вполне приемлемо для построения оптимистических прогнозов на ближайшие 5-10 лет. Существуют и более высокие оценки, например, в [3] указываются разведанные запасы в размере 15,5 млрд. т. Бесспорно одно — российские недра еще хранят запасы жидкого топлива не на одно десятилетие. Подтверждение этому—недавнее открытие месторождения на каспийском шельфе с запасами более 370 млн. т.

Разница в оценках может быть объяснена не только фактором включения в первую оценку газового конденсата, но также и тем, что в первом случае дана полная оценка по распределенному и нераспределенному фонду, а во втором — только оценка балансовых запасов нефтяных компаний.

Если принять степень разведанности Волго-Уральской провинции за 100%, то разведанность территории страны составит 18%, колеблясь от 23% для суши до 3,5% для морских акваторий. Это свидетельствует о возможности новых открытий и прироста запасов, особенно в Сибири и на акваториях. По оценкам специалистов, запасы разрабатываемых, подготовленных к освоению и разведуемых нефтяных и газовых месторождений позволяют в перспективе до 2010 г. последовательно наращивать добычу нефти и газа почти во всех регионах России, за исключением Уральского Поволжья и Северного Кавказа.

Однако несмотря на общую достаточно оптимистическую оценку состояния запасов нефти в России, подготовка к разработке этих запасов в ближайшей перспективе ведется с большим отставанием, что становится сдерживающим фактором в добыче нефти. За последнее время не открыто ни одного крупного месторождения, снизился прирост запасов жидкого топлива, не обеспечен ввод в эксплуатацию необходимого количества новых скважин. Прирост запасов в 1994 г. впервые оказался ниже объема добычи. В последующие годы выработанность разведанных запасов нефти составляла ежегодно не менее 150 млн. т. Возросла степень выработан-ности крупных высокопродуктивных месторождений; основная добыча смещается на низкопродуктивные месторождения, к разработке которых промышленность оказалась неподготовленной. Тревожный фактор - систематическое снижение объемов бурения на проведение геофизических работ: с 33,3 млн. м в 1990 г. до 4,8 млн. м в 1996 г., т. е. почти в 7 раз. В результате прирост запасов нефти составил в 1995 г. всего 65% от уровня добычи, а в 1998 г. - уже 59%, хотя для нормального воспроизводства он, как правило, должен опережать добычу5. Особую обеспокоенность специалистов вызывает состояние поисково-разведочных работ в районах, где готовится перспективная база нефте- и газодобычи, - на русском Севере, в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, а также на континентальном шельфе. В этих районах объем разведочного бурения оценивается всего в 30 тыс. м4.

В настоящее время около 50% добычи приходится на трудноизвлекаемые запасы. В разработку вовлечено свыше 60% текущих запасов, степень их выработанно-сти на разрабатываемых месторождениях достигла 55%. Особенно высока вырабо-танность запасов на крупнейших месторождениях: Самотлорском - 70%, Федоровском - 60, Ромашкинском - 87, Арланском - 80%. За последние годы обводненность добываемой нефти достигла 81,6% в 1996 г. по сравнению с 77,8% в 1990 г., т. е. на тонну добываемой нефти приходится 5 т балласта. Продолжает увеличиваться закачка воды в пласт при добыче нефти: если в 1990 г. при добыче нефти использовалось 5,5 куб. м/т воды, то в 1995 г. эта величина возросла почти до 6 куб. м/т. В настоящее время отношение фонда эксплуатационных скважин к нагнетательным составляет 3,6 и продолжает быстро сокращаться. При этом обводненность на новых скважинах также увеличилась с 35,2 до 43,1% за тот же период [5].

Объем бурения в 1990-1998 гг. сократился более чем в 6 раз. В нефтедобыче за 1998 г. было освоено всего 4,9 млн. м эксплуатационных скважин по сравнению с 33 млн. м в 1990 г., а объемы разведочного бурения уменьшились за тот же период в 4 раза. Одновременно произошло резкое ухудшение качества как разведанных, так и разрабатываемых запасов. Трудноизвлекаемые и низкоэффективные запасы составляют более половины общей величины разведанных запасов, а естественное истощение находящихся в разработке месторождений и практически полное прекращение ввода новых объектов разработки привели к тому, что средний дебит

3 Это обстоятельство требует более глубокого анализа. Так, в США степень обеспеченности разведанными запасами в нефтедобыче устойчиво держится на уровне 10 лет, хотя в России этот показатель равен 22 годам.

4 У российской геологии усиливается «нефтегазовый» крен [4].

скважины сократился с 11,6 т/сут в 1990 г. до 7,7 т/сут в 1998 г., т. е. на треть. Несмотря на то, что количество эксплуатационных скважин несколько возросло, это не смогло компенсировать существенного снижения добычи. Кроме того, систематическое пренебрежение проведением относительно несложных ремонтов скважин привело к положению, когда 20% всего фонда (27,5 тыс. скважин в 1996 г.) находилось в бездействующем состоянии (для сравнения: количество бездействующих скважин в 1990 г. составляло всего 7%).

Протяженность магистральных нефтепроводов, включающих 403 насосные станции, составила 48,5 тыс. км на начало 1996 г. [6, с. 58-61]. Однако основная часть нефтепроводов эксплуатируется более 30 лет и нуждается в реконструкции и замене. По этой причине потери только при транспортировке нефти ежегодно составляют 10-15 млн. т [7, с. 2-7].

В результате распада СССР нарушились хозяйственные связи между предприятиями. Особенно пагубно отразился на развитии отрасли разрыв экономических связей с Азербайджаном и Украиной - своего рода монополистами в производстве нефтепромыслового оборудования и труб нефтяного сортамента.

Первичная переработка нефтяного сырья в 1995 г. была на уровне 175,1 млн. т сырой нефти по сравнению с 295,5 млн. т в 1990 г. Из 48 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), расположенных на территории бывшего СССР, в России осталось 28 с установленной мощностью (без мощностей РАО «Газпром») 315 млн. т в 1994 г. Содержание чрезмерных мощностей привело к тому, что их загрузка упала до 55-57%, что отражается на затратах на нефтепереработку. Большинство мощностей технически устарело и требует коренной модернизации. Сложившаяся структура и технология нефтепереработки не обеспечивают рационального использования нефтяного сырья. Глубина переработки нефти на заводах России достигает всего 63-65% по сравнению с 85-90% в развитых странах, в результате на отечественных заводах выход моторных топлив составляет 42-47%, а производство топочного мазута превышает 30% объема перерабатываемой нефти. Доля процессов, обеспечивающих глубокую переработку мазута, не превышает 10% (для сравнения: на НПЗ США - 53%) [8]. Качество нефтепродуктов не в полной мере отвечает современным требованиям: доля неэтилированных автобензинов составляет 30-35%, удельный вес высокооктановых сортов не превышает 15%, доля дизельного топлива с низким содержанием серы (до 0,2%) составляет 55-58%, недостаточно производство зимних и арктических сортов; лишь 25% смазочных масел соответствует по эксплуатационным качествам мировому уровню [9]. Около двух третей производимого бензина приходится на марку А-76, имеющую такие плохие характеристики, что больше не производится нигде в мире; 40% дизельного топлива относится к разряду высокосернистого (0,2-0,5% серы). Содержание серы в большей части мазутов достигает 2-3,5% [10, с. 47-55]. Характерно, что цены на российские нефтепродукты в среднем превышают стоимость аналогичных продуктов на мировом рынке в 1,5-2,0 раза, что проясняет структуру экспорта: в первую очередь на мировые рынки направляется нефть, так как она стоит там значительно дороже, чем в России, а не нефтепродукты.

Существуют значительные дисбалансы между производством и потреблением нефтепродуктов в региональном разрезе. Ряд регионов имеет явно выраженную избыточность - Волго-Вятский, Поволжский, Уральский, Восточно-Сибирский, тогда как другие регионы - Северный, Центрально-Черноземный, Северо-Кавказский, Дальневосточный - испытывают дефицит нефтепродуктов и вынуждены завозить их со стороны, что при среднем расстоянии российского НПЗ от рынка неф-

тепродуктов в 1100 км является серьезным удорожающим фактором (для сравнения: в США это расстояние не превышает 500 км) [11, с. 43, 44].

Все эти факторы отражаются на себестоимости добычи и переработки нефти, остающейся недопустимо высокой. Как показано на рис. 1 [12, р. 42], до девальвации рубля в 1998 г. себестоимость добычи нефти в России (без налогов, включаемых в себестоимость, очищенная от инфляции, в долларах 1998 г.) составляла около 40 долл/т (около 5,5 долл/барр.).

Долл/т

Рис. 1. Динамика себестоимости добычи нефти в России и США:

— Россия; -- США

В результате девальвации себестоимость снизилась примерно до 22 долл/т (3 долл/барр.), что значительно повысило рентабельность российской нефтяной промышленности без каких-либо усилий по технологическому переоснащению отрасли, а только за счет организационных усилий по «инициированию» девальвации рубля. В дальнейшем после 1998 г. себестоимость добычи вновь начала расти, что ставит перед отраслью проблему «повышения» эффективности. Не исключено, что и на этот раз будет избран более простой путь - через девальвацию, выгодный только нефтяным компаниям.

Для сравнения следует указать, что мировая нефтяная промышленность в прошедшие десятилетия сделала колоссальный скачок в техническом отношении, что сказалось на беспрецедентном снижении затрат. Так, по данным журнала «Business Week», среднегодовые издержки на разведку и разработку нефтяных месторождений сократились за период 1980-1995 гг. с 20 до 4-5 долл/барр. [13]. В США, где нефтедобывающая промышленность уже около 20 лет находится в стадии сокращения, себестоимость добычи на 11 крупнейших нефтедобывающих компаниях снизилась с 4,91 долл/барр. в 1991 г. до 3,93 долл/барр. в 1995 г., т. е. на 20% за

4 года [13]. Удельные капитальные вложения в морскую добычу в Северном море сократились с 1993 по 1998 г. в 3 раза, а издержки - в 2 раза [14, с. 56-61]. Эти положительные тенденции в нефтедобывающей промышленности развитых стран действительно привели к значительному росту рентабельности собственной добычи нефти и оказали глубокое влияние на конъюнктуру мирового рынка нефти.

Снижение себестоимости добычи нефти - единственно верный путь для выживания нефтедобывающей промышленности в долгосрочной перспективе, которому, к сожалению, уделяется недостаточно внимания. Правда, в условиях России существует и другой путь - повышение цен, особенно, если цены внутреннего и внешнего рынков сильно разнятся. Но ориентация усилий на повышение цен имеет ложный характер, так как в конечном итоге приводит к сокращению спроса или к вытеснению производителя с рынка. Поэтому снижение затрат должно стать основной целевой установкой российской нефтяной промышленности. Это тем более важно, что чрезмерно высокие цены нефти (>25 долл/барр.) не могут держаться слишком долго. Не исключено, что они упадут до среднего уровня (например, до 15-20 долл/барр.), а возможно, и ниже. Что тогда? Ведь минимально допустимая цена на российскую нефть на рынках Западной Европы составляет сегодня уже 14-15 долл/барр., т. е. приближается к средней цене на мировом рынке [15, с. 21, 22]. Надо учесть, что обычно цена российской нефти на 1,5-2,0 долл. ниже, чем средняя цена на мировом рынке. Это практически приводит к полной зависимости рента-

бельности отечественной нефтяной промышленности от трудно учитываемых скачков цен мирового рынка. Все это делает российскую нефтяную промышленность, а через нее и всю экономику России чрезвычайно зависимой от факторов, на которые Россия не в состоянии оказывать влияния.

Вместе с тем реальное снижение затрат возможно только на базе новых технологий разведки месторождений и их обустройства, бурения, подготовки нефти к переработке и транспортировке на дальние расстояния, новых методов эксплуатации месторождений и организации работ. Для всего этого нужны инвестиции, а их постоянно не хватает. На рис. 2 показана динамика производства и инвестиционной активности в ТЭК в последние годы (1992-1998 гг.). Особенно тревожная ситуация складывается в нефтяной и газовой промышленности. При сокращении добычи нефти на 40% по сравнению с 1990 г. инвестиции в нефтедобычу в среднем не превышали 10-20% от уровня 1990 г., т. е. уменьшились в 5-10 раз. Это означает, что отрасль практически существовала за счет того потенциала, который был создан к концу 80-х годов. Учитывая, что сроки эксплуатации оборудования в нефтяной промышленности составляют 10-15 лет, такая низкая инвестиционная активность привела к большому износу оборудования, большим затратам на поддержание его в рабочем состоянии, высокой аварийности и т. п. Но самое главное заключается в том, что в течение 90-х годов на Западе произошла настоящая технологическая революция в добыче нефти, которая ознаменовалась существенным снижением затрат на сооружение нефтедобывающих объектов и их эксплуатацию. Эти качественные изменения в значительной мере остались за пределами российской нефтяной промышленности, что значительно подорвало ее конкурентоспособность на внутреннем и внешнем рынках.

%

Электроэнергетика Нефтедобыча Нефтепереработка Добыча газа Добыча угля

Рис. 2. Динамика производства (А) и инвестиций (Б) в топливно-энергетическом комплексе

России в 90-х годах

С началом рыночных реформ инвестиции в нефтепереработку увеличились, что является положительным фактором на фоне общей ситуации в промышленности. Но нельзя забывать, что финансирование нефтепереработки в прошлом всегда осуществлялось по остаточному принципу, а все ресурсы направлялись в нефтедобычу. Особенно это стало проявляться с начала 80-х годов. Например, в 1990 г. капитальные вложения в нефтепереработку составляли всего 4% от вложений в нефтедобычу (в США этот показатель в последние десятилетия стабильно держится на уровне не менее 25%). К середине 90-х годов инвестиции в нефтепереработку достигли 15-17% от инвестиций в нефтедобычу, но на фоне резкого сокращения по-

следних этого оказалось явно недостаточно даже для поддержания технического уровня российской нефтеперерабатывающей промышленности. Такой рост инвестиций в нефтепереработку продолжался до тех пор, пока шли иностранные инвестиции в реконструкцию отрасли. Однако в дальнейшем, по мере истощения этого источника они вновь начали сокращаться вместе с инвестициями в нефтедобычу:

Млрд. долл. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г.

Нефтедобыча 4,3 4,1 4,0 3,1

Нефтепереработка 0,7 0,6 0,4 0,5

По оценкам автора, для преодоления кризисной ситуации в нефтяном комплексе ежегодные капиталовложения в 2000-2005 гг. только для поддержания добычи нефти на уровне 300-305 млн. т в год должны составлять не менее 11-12 млрд. долл. и в 2006-2010 гг. - 13-14 млрд. долл. Иначе говоря, текущие инвестиции в нефтяной комплекс составляют всего около трети от потребного объема.

Недостаток инвестиций объясняется рядом причин:

- слишком высока себестоимость добычи и переработки нефти;

- сокращены амортизационные отчисления вследствие двух факторов: а) максимального занижения стоимости основных фондов при приватизации предприятий и б) установления в отрасли низких нормативов отчислений на амортизацию в соответствии с нормативными актами, принятыми в течение 90-х годов;

- низка чистая прибыль, значительная часть которой «утекает» или расходуется не по назначению (строительство и оборудование дорогостоящих офисов, вложение средств в непрофильные предприятия, организация производственной деятельности за рубежом и т. п.);

- непосильна налоговая нагрузка.

Резюмируя вышесказанное, нельзя не отметить роль такого макроэкономического фактора, как спрос на жидкое топливо. Известно, что энергоемкость российской экономики в 3-4 раза превышает аналогичный показатель в развитых странах. Еще более значительны разрывы в эффективности использования жидкого топлива. Так, если потребление нефти на душу населения в США в 2,7 раза выше, чем в России (1996 г.), то потребление на 1000 долл. ВВП в России оказывается в 5,8 раза выше, чем в США. Именно эффективность использования энергии есть тот основной фактор, который определяет во многом отсталость российской производственной системы, ее неконкурентоспособность не только на мировом, но (часто) и на внутреннем рынке. Для повышения эффективности использования энергии необходима действенная стратегия энергосбережения, предусматривающая комплекс мер государственного регулирования в области производства и использования энергии и изготовления современного оборудования и материалов, обеспечивающих повышение производительности труда.

Оценка инвестиционных возможностей комплекса (реконструкция финансовых потоков). Анализ инвестиционных возможностей предполагает наличие развернутой статистической информации, отражающей состояние производства и его экономичность. К сожалению, такая информация сегодня отсутствует, что затрудняет получение объективных оценок экономической эффективности нефтяного комплекса и состояния его финансовых потоков. Поэтому приходится прибегать к косвенным способам реконструкции финансовых потоков комплекса, что на сегодняшний день, пожалуй, единственно возможный шаг в процессе комплексной оценки затрат и прибылей комплекса.

Попытка такой реконструкции - выполненный для 1998 г. баланс нефти и нефтепродуктов (табл. 3, Приложение). Эти показатели наиболее достоверны, так как

взяты из статистической отчетности нефтяных компаний. Более-менее надежны экономические показатели из различных источников (табл. 4 и 5, Приложение). Еще менее надежны показатели по налогам и сборам, которые выплачиваются предприятиями нефтяного комплекса. В частности, структура налоговых платежей по нефтедобывающей промышленности приведена в табл. 6 (Приложение). Все стоимостные показатели представлены в пересчете на доллар США.

На основании этих исходных данных рассчитаны укрупненные финансовые потоки в обеих составляющих нефтяного комплекса - добыче нефти (включая разведку и подготовку запасов) и нефтепереработке (включая распределение и сбыт). Как следует из расчетов (табл. 7, Приложение), выручка от продаж сырой нефти внутри страны составляет немногим более трети от полной выручки, хотя внутри страны потребляется около 55% добываемой нефти. Около 58% от стоимости добываемой нефти идет на возмещение издержек, а 38% составляют налоги (включая налог на прибыль). В итоге чистая прибыль в нефтедобыче равна всего 4% валовой выручки от продажи сырой нефти на внутреннем и внешнем рынках.

С точки зрения экономической эффективности нефтепереработка характеризуется значительно более высокими показателями (табл. 8, Приложение). По объемам выручки продажи нефтепродуктов примерно сопоставимы с продажами сырой нефти. Внутренний рынок дает около 73% поступлений по сравнению с 27% от экспорта. Более 50% выручки по этой составляющей расходуется на компенсацию издержек, а налоговая компонента оказывается гораздо ниже, чем в добыче, - около 25%. В результате, нефтяной комплекс имеет от реализации нефтепродуктов чистую прибыль в размере более 22% от стоимости их продажи. Причем нефтедобыча дает около 0,8 млрд. долл. чистой прибыли, а нефтепереработка и реализация нефтепродуктов - в 9 раз больше, т. е. 4,5 млрд. долл. в год. В табл. 9 (Приложение) обе составляющие нефтяного комплекса представлены в виде интегрального финансового баланса в двух вариантах: с учетом внутреннего оборота нефти и без него. Как следует из табл. 9, выручка комплекса в варианте расчетов без учета внутреннего оборота сырой нефти оценивается примерно в 32 млрд. долл. в год, из которых около трети поступает от продаж сырой нефти и две трети - от реализации нефтепродуктов. Суммарные издержки комплекса оцениваются в 14,5 млрд. долл. Причем распределение издержек между компонентами комплекса практически носит обратный характер по сравнению с добычей, т. е. две трети затрат приходится на добычу, а около трети - на нефтепереработку. По уровню 1998 г. нефтяной комплекс должен был заплатить около 12,3 млрд. долл. налоговых платежей, распределенных примерно равномерно между добычей и переработкой. В сумме налоговая нагрузка на российский нефтяной комплекс составляет около 3 8% от суммы продаж. В итоге остающаяся чистая прибыль в 1998 г. достигает более 5 млрд. долл., или около 16,5% от валовой выручки .

Для сравнения в табл. 10 (Приложение) показаны некоторые характеристики крупнейших нефтяных компаний мира. Во-первых, значительно более высока налоговая нагрузка на российский комплекс: свыше 38% по сравнению с 26% в среднем по зарубежным компаниям. Во-вторых, эффективность зарубежного комплекса практически на порядок выше, чем российского: выручка на 1 т добытой нефти в России составляет 107 долл., а в зарубежных компаниях - 1256 долл. Аналогичные соотношения имеют место по налоговой нагрузке: поступления в бюджеты

По другим данным при цене нефти 20 долл/барр. затраты, включая амортизацию, составляют около 40%, налоги — 46,5%, погашение задолженности в бюджете — 8,2% и прибыль — 4,6% [16]. Полагая, что задолженности выплачиваются из текущей прибыли, полная прибыль должна составлять около 13%. Эти оценки близки к нашим расчетам.

всех уровней в России составляют в среднем около 18 долл/т добытой нефти, т. е. 16,8% от выручки на 1 т сырой нефти. По крупнейшим зарубежным компаниям поступления в бюджет составляют около 330 долл/т сырой нефти, т. е. 26,3%. Эта разница в эффективности нефтяных комплексов России и зарубежных компаний объясняется в первую очередь различной ориентацией комплексов: российский нацелен на добычу сырой нефти, а зарубежные - на ее глубокую переработку. В России добывающие мощности относятся к перерабатывающим как 2:1, а в зарубежных компаниях имеет место обратное соотношение - 1:2. К этому следует добавить, что западные нефтеперерабатывающие предприятия нацелены на выпуск высококачественных (а следовательно, дорогостоящих) продуктов переработки в отличие от России, где глубина переработки нефти все еще сохраняется низкой (около 68,5% в 1999 г.), а качество конечных продуктов остается невысоким. Этот анализ еще раз подчеркивает необходимость первоочередного развития нефтепереработки и нефтехимии как генерального пути наращивания рентабельности нефтяного комплекса и увеличения поступлений в госбюджет.

Подводя итоги, следует еще раз подчеркнуть, что в российском комплексе не столько велики налоги, сколько высоки затраты. Это обстоятельство - больное место нефтяной промышленности. Сопоставление цен и затрат в целом по нефтяной промышленности развитых стран и России подтверждает этот вывод. Так, в 1993 г. в США затраты в цене нефти составляли 37%, налоги - 31%, а остаток (нефтепереработка и чистая прибыль) - 32%. В Великобритании эти соотношения выглядели по-иному: затраты на сырую нефть - 17%, налоги - 50 и остаток - 33%. Еще большая разница наблюдалась в Японии: затраты - 16%, налоги - 32 и остаток - 52% [17]. Все это говорит о том, что во многих странах налоговая нагрузка на комплекс

значительно выше, чем в России, но при этом затраты на сырую нефть оказывают-

6

ся несравненно ниже .

Оценка инвестиционных возможностей нефтяного комплекса России. Инвестиционные возможности нефтяного комплекса складываются из следующих источников: амортизационные отчисления; часть рентных платежей, оставляемых в распоряжении комплекса; чистая прибыль комплекса.

Согласно данным Госкомстата России, амортизационные отчисления при добыче нефти в 1998 г. составляли 16,7 млрд. руб. (или 1,75 млрд. долл. по курсу 1998 г.). В стоимости затрат на транспортировку нефти амортизационные отчисления равнялись 16%, что дает величину фонда по этой составляющей в размере 0,79 млрд. долл. Амортизация основных фондов нефтепереработки обеспечила поступление около 2 млрд. руб. (0,21 млрд. долл.) в амортизационный фонд отрасли, что составило около 10,6% затрат нефтепереработки (без стоимости сырья и материалов). Применяя эту долю к затратам в нефтепереработке и распределению нефтепродуктов, можно принять с определенной долей условности, что амортизационные отчисления по этой категории составляли: для нефтепродуктов оптовой торговли примерно 0,16 млрд. долл., для розничной торговли - 0,03 млрд. долл. и для экспорта - 0,095 млрд. долл. В итоге амортизационные отчисления в нефтепереработке и распределении нефтепродуктов были равны 0,28 млрд. долл. Таким обра-

6 Снижение затрат должно стать первоочередной задачей нефтяных компаний. Инициатива в этом вопросе должна принадлежать государству. В качестве примеров успешной кампании по снижению -издержек в нефтяной промышленности можно указать Программу CRINE (Cost Reduction Initiative for the New Era) в Великобритании, которая предусматривает сокращение капитальных затрат на 30% к 2002 г., или Программу NORSOK в Норвегии, принятую в 1996 г. и ориентированную на снижение себестоимости добычи нефти на 40-50% в течение 5 лет. Учитывая высокий уровень затрат в российской нефтяной промышленности, такие программы настоятельно необходимы и окупаемы в короткие сроки.

зом, поступления инвестиций с амортизационными отчислениями в 1998 г. в целом по нефтяному комплексу могут быть оценены величиной около 2,82 млрд. долл.

По данным Госкомстата России, в 1998 г. нефтяным комплексом уплачены налоги в Фонд воспроизводства минеральносырьевой базы (Фонд ВМСБ) в размере около 9,6 млрд. руб. (1 млрд. долл.). Сегодня 20% этой суммы идет в федеральный бюджет, столько же - в бюджет региона, где добывается нефть, остальные 60% остаются у нефтяных компаний. Основное назначение Фонда - геолого-разведочные работы и оценка полезных ископаемых. Таким образом, в первом приближении нефтяной комплекс в 1998 г. располагал около 0,6 млрд. долл. из средств этого фонда. Расчетные оценки собственных инвестиционных ресурсов нефтяного комплекса в 1998 г. показаны ниже:

Амортизационные отчисления, млрд. долл. 2,82

в том числе:

добыча нефти 1,75

транспорт нефти 0,79

нефтепереработка и распределение 0,28

Фонд ВМСБ, % 0,60

Чистая прибыль 5,30

Конечно, трудно представить, что все эти ресурсы предназначены для инвестиций. Наша оценка не включает, например, оплату кредитов, по которым данные отсутствуют. Кроме того, определенные неясности существуют в отношении задолженностей (хотя они и не такие значительные, как в газовой промышленности), бартерных операций и т. п.). Известно, например, что несколько лет тому назад нефтяные компании взяли большой кредит на Западе для компенсации дефицита федерального бюджета. Однако ресурсные возможности комплекса по сравнению с фактическими капиталовложениями в основные фонды в нефтедобыче и нефтепереработке в 1998 г., по данным Госкомстата России, составили всего около 4,45 млрд. долл. (или 41,2% от инвестиционных ресурсов). Остальные почти 60% ресурсов отрасли пошли на кратко- и долгосрочные финансовые инвестиции в другие компании и за рубеж. К этой же категории следует отнести все утечки капитала.

Что можно ожидать в ближайшие годы? Для оценки перспектив развития нефтяного комплекса России на ближайшие годы была использована одна из прогнозных разработок Института народнохозяйственного прогнозирования (ИНП РАН) по экономическому развитию России на перспективу до 2010 г., предусматривающая рассмотрение нескольких политико-экономических сценариев. Для анализа выбраны два крайних, но вполне правдоподобных сценария инерционного и антикризисного развития7. Предполагается, что промежуточные сценарии попадают в диапазон значений, расположенный между рассматриваемыми «крайними» сценариями.

Инерционный сценарий предполагает практически сохранение существующих макроэкономических тенденций. Принимаемые меры по выходу из кризиса носят косметический характер и имеют ограниченный эффект. При сохранении инерционного развития ожидается скорое наступление фазы, когда в полной мере начнут проявляться последствия длительного недоинвестирования экономики, деградации ресурсной базы, качественного ухудшения производственно-технологического потенциала. Если не преодолеть наметившихся угроз такого пути развития, то российская экономика не выйдет на режим динамического роста и столкнется с дальнейшим обострением системного кризиса. Развитие по инерционному сценарию практически означает стагнацию экономики страны. В итоге к 2010 г. в России

7 Сценарии разработаны и параметрически оценены в [18].

окончательно сложится модель экономики периферийного типа, основными чертами которой будут являться:

- низкий уровень жизни населения при значительной социальной и экономической дифференциации;

- резкое падение качества социальной инфраструктуры, ориентированной на массовые слои населения (образование, здравоохранение, социальное обеспечение);

- доминирование сырьевого экспорта для обеспечения потребительского, прежде всего продовольственного, импорта;

- отсутствие внутренних источников качественного развития - инновационного и инвестиционного потенциалов;

- недостаток внутренних финансовых накоплений;

- значительная социальная и экономическая дифференциация между регионами страны.

Антикризисный сценарий предполагает качественное изменение модели экономического развития. Однако ввиду крайней ограниченности в настоящее время выбора целевых ориентиров антикризисной стратегии первостепенное внимание в сценарии уделено следующим направлениям:

- повышению уровня и качества жизни основной массы населения. В конечном итоге, предполагается за 10 лет создать российский средний класс - массовый (не менее 40% населения) слой обеспеченного населения с уровнем потребления не ниже дореформенного; сократить до 10-15% долю населения с доходами ниже прожиточного минимума (в настоящее время - 35%). Для реализации этих целей средний уровень потребления должен вырасти в 1,8 раза;

- поддержанию и развитию социальной инфраструктуры, обеспечивающей воспроизводство человеческого капитала. Для этого потребуется увеличение расходов на социальные нужды как минимум на 40%;

- качественной модернизации производственно-технологического аппарата и поддержания сырьевой базы экономики, что потребует резкого увеличения производственных инвестиций - в 2,2 раза;

- сохранению и развитию инновационного потенциала, что потребует увеличения расходов на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы не менее чем в 3 раза;

- обеспечению оборонной безопасности страны (увеличение расходов на оборону в 2 раза и более);

- обеспечению внешней платежеспособности страны. Для оплаты внешних долгов и накопления валютных резервов в ближайшее десятилетие необходимо иметь активное сальдо торгового баланса - не менее 20-21 млрд. долл. - при сокращении вывоза капитала как минимум вдвое.

Реализация основных направлений антикризисной стратегии и выход на траекторию динамического роста потребует существенных изменений основных макроэкономических пропорций. Это предполагает: переориентацию производства на внутренний спрос и сокращение импорта; разблокирование источников роста внутреннего спроса, прежде всего за счет увеличения доходов и накоплений реального сектора; обеспечение опережающего по сравнению с конечным потреблением роста валовых сбережений и инвестиций; изменение структуры товарного производства в пользу обрабатывающей промышленности; опережающий по сравнению с динамикой производства и инфляции рост денежной массы.

Некоторые макроэкономические параметры обоих сценариев приведены в табл. 11 (Приложение).

Сценарии развития экономики России явились базой для анализа возможностей развития нефтяного сектора8. Дополнительные условия и допущения применительно к развитию самого комплекса даны в табл. 12 (Приложение). В итоге были оценены ключевые параметры комплекса при развитии российской экономики по инерционному и антикризисному сценариям развития. При этом влияние внешних факторов отражено через цены нефти на мировом рынке, которые принимались усредненными для всего периода - 15 или 20 долл/барр. Предполагалось, что внутренние потребности страны в нефти и нефтепродуктах подлежат обязательному удовлетворению. Также учтены возможности вовлечения в производство примерно 15 тыс. из 35 тыс. простаивающих в настоящее время нефтяных скважин. При оценке инвестиционных возможностей использованы вышеприведенные расчеты, выполненные при оценке инвестиционных возможностей нефтяного комплекса. При этом предполагалось, что только 80% чистой прибыли направляются на инвестиции.

Анализ каждого сценария выполнен для двух принципиально различных стратегических условий: 1) поддержание высокого экспорта нефти с целью получения максимально возможных валютных поступлений и 2) сохранение высокой налоговой нагрузки на комплекс с целью максимального наполнения государственного бюджета. При этом в первом случае регулирующим параметром в модели являлась величина налоговой нагрузки, во втором - экспорта нефти.

Результаты моделирования показаны на рис. 3-4, где изображены тенденции нефтедобычи, внутреннего потребления и экспорта нефти и нефтепродуктов по инерционному и антикризисному сценариям развития экономики страны. На рис. 5 приведены значения суммарных налоговых нагрузок на комплекс для варианта с поддержанием экспорта нефти на постоянном уровне, где этот параметр является регулятором. Табл. 13 (Приложение) содержит укрупненные результирующие показатели всех сценариев. Анализ результатов позволяет сделать следующие выводы о перспективах развития нефтяного сектора России и возможностях экспорта нефти и нефтепродуктов.

Если экономика страны будет развиваться по инерционному сценарию, то при стратегии сохранения достигнутого экспорта нефти можно ожидать сохранения добычи нефти практически на постоянном уровне около 300-305 млн. т в год независимо от цены нефти на мировом рынке. При этом небольшое увеличение добычи возможно в период 2000-2005 гг. за счет активной реанимации законсервированных скважин. Однако вариант сохранения достигнутого экспорта потребует резкого снижения налоговой нагрузки на комплекс после 2005 г. (до 15% при низких ценах нефти и до 25% при высоких ценах). Реанимация законсервированных скважин позволит в принципе даже поднять налоговую нагрузку в период 2000-2005 гг. (от 40% в начале периода до 45% при низких ценах нефти на мировом рынке и даже до 55% при высоких ценах).

Иная ситуация ожидается при стратегии сохранении постоянной налоговой нагрузки на комплекс в течение всего периода. При низких ценах нефти на мировом рынке следует ожидать медленного падения добычи нефти после 2003-2005 гг. до 280-290 млн. т к 2010 г. В результате экспорт нефти сократится примерно до 110 млн. т в год. Если же цены будут сохраняться на высоком уровне (около 20 долл/барр.), то комплекс может получить дополнительные инвестиционные ресурсы для наращивания добычи нефти, которые позволят плавно увеличить добычу до 370-380 млн. т к 2010 г. Поскольку в этом сценарии внутреннее потребление нефти сохраняется практически постоянным в течение всего периода, то рост добычи приведет к увеличению экспорта нефти до 210-220 млн. т.

8 Расчеты перспективных сценариев выполнены на базе финансово-экономической модели развития нефтяного комплекса.

15 долл/барр.

Рис. 3. Возможные варианты развития нефтяного комплекса в инерционном сценарии: а) экспорт нефти постоянный; б) налоговая нагрузка постоянная

Ю добыча нефти;-------потребление внутри страны;

-•- экспорт нефти; -А- экспорт нефтепродуктов

15 долл/барр.

Рис. 4. Возможные варианты развития нефтяного комплекса в антикризисном сценарии: а) экспорт нефти постоянный; б) налоговая нагрузка постоянная

Ю добыча нефти;---------потребление внутри страны;

-• - экспорт нефти; экспорт нефтепродуктов

15 долл/барр. 20 долл/барр.

а) %

б)

% %

Рис. 5. Изменение налоговой нагрузки в инерционном (а) и антикризисном (б) сценариях

при постояном экспорте нефти

Интересно проследить, как меняется предпочтительность варианта в зависимости от цен нефти на мировых рынках. При низких ценах (15 долл/барр.), если государственные интересы лежат в области максимизации валютных поступлений, поддержание экспорта нефти на постоянном уровне оказывается более предпочтительной стратегией, так как обеспечивает поступление валюты за весь период примерно на 10% больше, чем в варианте с поддержанием постоянной налоговой нагрузки. Естественно, налоговые поступления оказываются на 14% выше в варианте с постоянной налоговой нагрузкой, чем при постоянном экспорте. В целом же по величине суммарных поступлений от экспорта и от налогов предпочтение следует отдавать варианту с постоянной налоговой нагрузкой, который имеет на 3,3% поступлений выше. Эта разница становится более ощутимой при высоких ценах нефти, в этом случае она достигает более 13% в пользу стратегии сохранения постоянной налоговой нагрузки. Интересно, что и валютные поступления в этом варианте оказываются выше за счет более высокого экспорта нефти.

Более сложная ситуация складывается в антикризисном сценарии, где внутреннее потребление нефти возрастает на 40% к 2010 г., что, естественно, ограничивает возможности экспорта. При этом экспорт удается поддерживать на постоянном уровне только при высоких ценах нефти. Низкие цены не обеспечивают достаточных инвестиционных ресурсов вследствие сохраняющегося разрыва в ценах нефти и нефтепродуктов на внутреннем и внешнем рынках. В результате при низких ценах к 2010 г. неизбежно сокращение экспорта нефти на 20-25 млн. т, причем налоговая нагрузка на комплекс после 2005 г. должна быть практически снята полностью. В противном случае сокращение экспорта будет более значительным. На-

пример, при снижении налоговой нагрузки в 2 раза (до 20% от выручки) сокращение экспорта нефти наблюдается после 2004 г., а экспорт к 2010 г. сокращается до 70 млн. т. При стратегической ориентации на сохранение экспорта нефти добыча нефти начинает возрастать после 2000 г. и достигает 340-360 млн. т к 2010 г.

Сохранение налоговой нагрузки при низких ценах нефти приводит после 2004-2005 гг. к снижению добычи нефти до 240 млн. т. Соответственно сокращается экспорт нефти, который достигает к 2010 г. 15 млн. т. Но если цены будут сохраняться на высоком уровне, то следует ожидать увеличения добычи и экспорта нефти. При этом возникают финансовые возможности, позволяющие увеличить к 2005 г. добычу нефти до 400-405 млн. т, а экспорт - до 200 млн. т.

Что касается эффективности вариантов в антикризисном сценарии, то, как это ни странно, при низких ценах на мировом рынке суммарный доход от экспорта нефти и нефтепродуктов и налоговых поступлений оба стратегических варианта оказываются менее эффективными по сравнению с инерционным сценарием. Это объясняется прежде всего большими возможностями экспорта нефти в инерционном сценарии. И внутри самого антикризисного сценария различия между вариантами выглядят более выпукло: валютные поступления в варианте с постоянным экспортом оказываются на 19% больше, чем в варианте с постоянной налоговой нагрузкой, а налоговые поступления в варианте с постоянной нагрузкой превышают поступления в варианте с постоянным экспортом на 74%. При высоких ценах нефти вариант с постоянной налоговой нагрузкой является доминирующим и по показателю валютной выручки, и по налоговым поступлениям.

В конечном итоге, как и в случае инерционного сценария, при любых ценах предпочтение в целом за период, по-видимому, следует отдать стратегии с постоянной налоговой нагрузкой.

Таким образом, российский нефтяной комплекс сохраняет возможности наращивания добычи нефти в ближайшие 10-15 лет при определенных условиях, основные из которых - налоговая политика государства и ситуация на мировом рынке нефти. Учитывая важность комплекса для социально-экономического развития страны, государство должно усилить активность в сфере контроля над комплексом. Пока цены на внутреннем и внешнем рынках не достигнут сопоставимого уровня, государство должно определять генеральную линию в стратегии нефтяных компаний. Эта линия должна быть тщательно взвешена и обоснована, чтобы обеспечить максимально выгодные условия для развития комплекса, с одной стороны, и максимальные поступления от экспорта нефти и нефтепродуктов и с налоговыми платежами - с другой. Нужна государственная долгосрочная стратегия развития нефтяного комплекса, в основу которой должны быть положены финансовоэкономические соображения, а не ресурсно-производственные возможности, как это делается по настоящее время.

Литература

1. Нефтегазовая вертикаль, № 2, 2000, с. 24.

2. Козлов А.В., Степанов В.А. Некоторые геополитические аспекты территориального распределения минерально-сырьевых ресурсов ТЭК России // Записки Горного Института». Т. 144 (1). 1999. СПб.

3. Statistical Review of World Energy 1999, BP-AMOCO Co.

4. Нефть России, № 3-4, 1996, с. 38.

5. Данилов В.Л., Пискунов М.И. Состояние нефтяного комплекса // Энергетическая политика. 1995. Вып. 3.

6. Chernyaev V. Moddernizing crude-oil pipelines critical in new Russian economic climate, O&GJ, April, 1, 1996.

7. Давыдов О. Внешнеэкономические аспекты энергетической безопасности России // Энергия: экономика — техника — экология. 1996. № 3.

8. Проблемы НПЗ России в материалах Римской конференции // Российский нефтяной бюллетень. 1996. № 71.

9. Программа модернизации и развития нефтеперерабатывающей промышленности России на пер-иод до

1997-1998 гг. и на перспективу (проект), апрель 1993.

10. Plotnikov V., Avgerinos G., Dvorets N. et al. Russian refining shows signs of revival, needs investments, O&GJ, Mar. 25, 1996.

11. Брагинский О. Сомнения на заданную тему // Нефть России. 1996. № 3-4.

12. Business Week, Nov. 3, 1997.

13. Oil and Gas Journal, Jan. 13, 1997.

14. Oil and Gas Journal, Feb. 23, 1998.

15. Синяк Ю.В. Стратегия российского нефтегазового комплекса на мировом энергетическом рынке в

среднесрочной перспективе // Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса», ИНП РАН, 1999.

16. Коммерсантъ, № 24, 15 февраля 2000.

17. Okogu B. Petroleum Product Taxation and the Distribution of Economic Rent in Traded Oil: Implications for the Market //Energy Finance & Development. 1996/ Vol. 1. № 1.

18. «Экономика России в наступающем десятилетии: угрозы и альтернативы развития», М.: Центр макроэкономического анализа и краткосрочного прогнозирования ИНП РАН, 1999.

19. Нефть России. 1998. № 12.

20. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Стратегия России на мировых энергетических рынках // Нефть, газ и биз-

нес. 1999. № 1-2.

Приложение

Таблица 1

Показатели производственной деятельности ведущих нефтедобывающих компаний России в 1998 г.

Нефтяная компания Доля государства в 1999 г., % Объем добычи нефти, млн. т Разведанные запасы Экспорт сырой нефти, млн. т Объем переработки, млн. т Фонд эксплуатационных скважин Ввод новых скважин за год Глубокое бурение, тыс. м

млн. т % всего в том числе в добыче эксплуа- тационное разведочное

ЛУКойл 15,5 53,7 2594 21,60 15,8 16,6 19708 16294 290 483,8 139,5

Сургутнефтегаз 0,8 35,2 1050 8,75 12,2 15,9 14506 12466 629 1423,2 158,2

ЮКОС 1,0 34,1 1900 15,84 10,4 20,1 14898 9521 201 298,5 61,7

Татнефть - 24,4 800 6,67 7,1 5,6 20600 16770 296 492,3 30,9

СИДАНКО - 19,9 1800 15,00 5,1 12,1 10885 7135 152 233,5 32,6

Тюменская 49,0 19,7 1550 12,92 5,9 8,1 10155 5378 67 65,9 14,8

Сибнефть <1 17,3 700 5,84 4,8 13,1 6950 3963 209 464,1 100,1

Башнефть - 12,9 350 2,92 3,0 17,3 15070 13207 141 128,7 101,0

Роснефть 100,0 12,6 250 2,08 6,4 3,6 7542 5846 125 172,8 62,1

Восточная 36,0 10,7 400 3,33 2,7 5,1 3972 2361 109 222.4 25,4

Славнефть 74,9 11,8 200 1,67 3,8 7,6 3583 2696 111 248,5 27,4

ОНАКО 85,0 7,9 300 2,50 1,9 4,4 2800 1766 40 75,7 33,9

КомиТЭК 1,1 8,5 100 0,88 1,2 2,1 1586 682 6 1,3 1,3

В целом по России - 303 ~12000 100,0 135,3 164,0 - - - - -

Источник: [1].

Нефтегазоносные провинции России

Провинция Площадь, тыс. кв. км Максимальная мощность осадочного чехла, км Число месторождений Разведанность территории, месторождений, тыс. кв. км

Балтийская 100 3^ 26 0,26

Тимано-Печерская (суша) 350 І2 72 0,21

Баренцевоморская 750 І8 10 0,01

Мезенская перспективная 287 3 - -

Волго-Уральская 700 І2 919 1,31

Прикаспийская (Россия) 107 11 27 0,25

Северо-Кавказская 270 І2 239 0,88

Западно-Сибирская 2200 9 346 0,16

Енисейско-Анабарская 405 ІЗ 14 0,03

Лено-Тунгусская 875 І2 20 0,02

Лено-Вилюйская 250 І4 8 0,03

Охотская 1200 7 57 0,05

Итого 7494 - 1738 0,23

В том числе - суша 5444 - 1645 0,30

Таблица 3

Баланс нефти и нефтепродуктов в 1998 г.

Статья баланса Млн. т

Приход:

добыча нефти 294,0

добыча газового конденсата 9,0

импорт 4,0

Всего 307,0

Расход:

потребление внутри страны, включая потери І69,9

экспорт всего І37,І

В том числе:

в страны СНГ 4І,7

вне СНГ 9З,4

Всего 307

Поступило на переработку І64

Получено продуктов нефтепереработки:

бензин автомобильный 2З,9

дизельное топливо 4З,2

мазут топочный ЗЗ,3

масла смазочные І,9

прочие 33,І

Потери и собственные нужды 2,6

Экспорт нефтепродуктов, всего З3,4

бензин автомобильный 2,8

дизельное топливо 24,3

мазут топочный 2І,6

прочие нефтепродукты 4,7

Таблица 4

Оценка исходных показателей по добыче нефти в 1998 г.

Показатель Долл/т Источник

Цена сырой нефти

для внутреннего потребления 43^ Fleming UCB

экспорт в страны СНГ 69,6 Там же

экспорт вне СНГ 93,2 _“_

Стоимость газового конденсата 31,2 Оценка

Затраты на добычу нефти 22,4 Нефть России, 1998 г., № 12

Затраты на транспортировку экспортируемой нефти,

таможенные сборы, портовые издержки и т. п. 13^ Там же

Налоги:

на 1 т нефти для потребления внутри страны 24,0 _“_

на 1 т экспортируемой нефти 20,8 _“_

Таблица З

Оценка исходных показателей по нефтепереработке в 1998 г., долл/т*

Внутренее потребление

Показатель оптовая торговля розничная торговля Экспорт

Цена нефтепродуктов: бензин автомобильный 220 243 І37

дизельное топливо 149 І64 І47

мазут топочный 6І,4 - З4

масла смазочные и прочие нефтепродукты 146 144 74

средняя цена 13З,З 232,4 І02

Затраты на нефтепереработку, транспорт и распределение І9,І 43,2 24,2

* Рассчитано по: Fleming UCB.

Таблица 6

Состав налогов в нефтедобывающей промышленности в 1998 г

Вид налога Нефть для внутреннего потребления Нефть для экспорта

Руб/т % Руб/т %

НДС 7І 3І,0

Акциз ЗЗ 24,0 ЗЗ 26,1

Роялти* 2З 11,0 46 2І,9

Фонд ВСМБ* 30 І3,0 6З 30,9

Дорожный фонд* 8 3^ 16 7,6

Местные налоги* 6 2,6 - -

Налог на имущество* І2 З,2 І2 З,8

Социальное страхование* І6 7,0 І6 7,7

Прочие налоги 7 2,7 - -

Итого 230 (24 долл/т) І00 2І0 (20,8 долл/т) І00

* Налоги, входящие в себестоимость продукции.

Источник: [1Я].

Таблица 7

Реконструкция финансовых потоков в добыче нефти

Статья баланса Млрд. долл. %

Поступления: выручка от продажи сырой нефти 7,1 37,6

выручка от экспорта сырой нефти 11,8 62,4

Итого І8,9 І00,0

Затраты: І0,9 З7,7

на добычу сырой нефти 6,З 34,4

на оплату газового конденсата 0,3 І,6

на транспортировку нефти 4,1 2І,7

Налоги (без налога на прибыль) 6,8 36,0

нефть для потребления внутри страны 3,9 -

нефть для экспорта 2,9 -

Валовая прибыль 1,2 6,3

Налог на прибыль (35%) 0,4 2,1

Чистая прибыль в нефтедобыче 0,8 4,2

Реконструкция финансовых потоков в нефтепереработке

Статья баланса Млрд. долл. %

Поступления: от реализации внутри страны

бензин автомобильный 5,2 -

дизельное топливо 3,1 -

мазут топочный 2,1 -

масла смазочные 0,3 -

прочие нефтепродукты 4,1 -

Итого 14,8 72,9

от экспорта нефтепродуктов

бензин автомобильный 0,4 -

дизельное топливо 3,6 -

мазут топочный 1,2 -

прочие нефтепродукты 0,3 -

Итого 5,5 27,1

Всего поступления от нефтепродуктов 20,3 100,0

Затраты:

на оплату сырой нефти 7,1 35,0

на нефтепереработку и пр. 2,7 13,3

оптовая торговля 1,5 -

розничная торговля 0,3 -

экспорт 0,9 -

на транспорт нефтепродуктов 0,9 4,4

внутренний рынок 0,5 -

экспорт 0,4 -

Налоги (без налога на прибыль) 2,7 13,3

оптовая торговля 2,6 -

розничная торговля 0,1 -

Валовая прибыль 6,9 34,0

Налог на прибыль (35%) 2,4 1,8

Чистая прибыль в нефтепереработке 4,5 22,2

Таблица 9

Интегральный финансовый баланс нефтяного комплекса

Статья баланса С учетом внутреннего оборота нефти Без учета внутреннего оборота нефти

млрд. долл. % млрд. долл. %

Поступления:

от нефтедобычи 18,9 - 11,8 -

от нефтепереработки 20,3 - 20,3 -

Итого 39,2 100,0 32,1 100,0

Затраты:

в нефтедобыче и транспорте 10,9 - 10,9 -

в нефтепереработке 10,7 - 3,6 -

Итого 21,6 55,1 14,5 45,2

Налоги:

в нефтедобыче 7,2 - 7,2 -

в нефтепереработке 5,1 - 5,1 -

Итого 12,3 31,4 12,3 38,3

Чистая прибыль:

в нефтедобыче 0,8 - 0,8 -

в нефтепереработке 4,5 - 4,5 -

Итого 5,3 13,5 5,3 16,5

Таблица 10

Объемы добычи нефти, продаж и налоговая нагрузка по крупнейшим компаниям мира в 1997 г.

Компания (страна) Добыча, млн. т Мощность НПЗ, млн. т Выручка, млрд. долл. Налоги, млрд. долл. Доля налогов, %

Exxon/Mobil (США) 125 330 212,6 57,5 27,0

Chevron (США) 80 80 41,9 8,6 20,4

BP/Amoco (Великобритания-США) 95 145 126,9 32,6 2З,7

Texaco (США) 45 75 46,7 10,0 21,З

ARCO (США) 30 20 20,3 2,9 14,3

RD/Shell (Великобритания-Нидерланды) 115 200 167,6 49,7 29,7

Всего 490 850 615,7 161,3 26,2

Источник: Нефть России, декабрь 1998 г.; Fleming UCB.

Таблица 11

Темпы роста основных макроэкономических показателей сценариев экономического развития России в период до 2010 г., %

Показатель 1998 г. 1999 г. Инерционный сценарий Антикризисный сценарий

Темп роста ВВП 9З,4 І03,2 93,0 І48

Темп инфляции ІІІ,6 І60,8 І028 379

Курс доллара 100,0 2З7,2 2916 1094

Инвестиции в основной капитал 93,0 129,2 88 219

Экспорт товаров и услуг 93,4 І00,0 116 І28

Импорт товаров и услуг 80,8 69,З ІІІ І36

Источник: [18].

Таблица 12

Таксономия сценариев развития нефтяного сектора России до 2010 г.

Цена российской нефти на мировом рынке, варианты, долл/барр.* 15 и 20

Внутренний спрос на нефтепродукты в зависимости от ВВП** Эластичность: при росте ВВП при снижении ВВП +1,1% -0,8%

Балансовые регуляторы в модели 1. В вариантах с постоянным экспортом инвестиционные возможности комплекса регулируются величиной налоговой нагрузки. 2. В вариантах с постоянной налоговой нагрузкой экспорт нефти выступает как регулятор сбалансированности инвестиционного спроса

Рост внутренних цен на нефтепродукты по отношению к инфляции**, %/год 40

Себестоимость добычи нефти Неизменная в течение всего периода

Удельные капиталовложения в добычу Увеличиваются более чем на 25% к концу периода

Использование инвестиционного потенциала Около 85-90% инвестиционного потенциала отрасли идет на капиталовложения в основные фонды

Программа «реанимации» простаивающих скважин * См. подробнее по этому вопросу [15 ** Оценки автора. 0 - 15 тыс. скважин (в зависимости от варианта) 19].

Сопоставление сценариев развития нефтяного комплекса России до 2010 г.

Показатель Инерционный сценарий Антикризисный сценарий

при постоянной налоговой нагрузке при постоянном экспорте при постоянной налоговой нагрузке при постоянном экспорте

Цена нефти — 15 долл/барр. Добыча нефти в 2010 г., млн. т 283 313 239 335

Экспорт нефти в 2010 г., млн. т 109 139 15 111*

Стоимость экспорта нефти и нефтепродуктов, млрд. долл. 225 234 189 232

Капиталовложения за период, млрд. долл. 179 205 138 223

Налоговая нагрузка за период, млрд. долл. 183 161 146 84

Доля налоговой нагрузки в выручке в 2010 г., % 40 27 39 0

Суммарно экспортная выручка и налоговая нагрузка, млрд. долл. 408 395 335 316

Цена нефти — 20 долл/барр. Добыча нефти в 2010 г., млн. т 375 313 412 363

Экспорт нефти в 2010 г., млн. т 216 139 188 139

Стоимость экспорта нефти и нефтепродуктов, млрд. долл. 377 301 373 305

Капиталовложения за период, млрд. долл. 266 205 259 211

Налоговая нагрузка за период, млрд. долл. 231 235 245 235

Доля налоговой нагрузки в выручке в 2010 г., % 40 40 40 40

Суммарно экспортная выручка и налоговая Нагрузка, млрд. долл. 608 536 618 540

* Экспорт невозможно поддерживать на пост оянном уровне в связи с недост паточностью собственных

финансовых ресурсов.

г с