Министерство образования РФ. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ УПРАВЛЕНИЯ. ИНСТИТУТ УПРАВЛЕНИЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ. КАФЕДРА УПРАВЛЕНИЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ. КУРСОВАЯ РАБОТА ПО ДИСЦИПЛИНЕ: “Экономика предприятий топливно-энергетического комплекса” на тему : “ РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ”. ВЫПОЛНИЛ: Студент IV-го курса МТЭБ Николаев П. В. РУКОВОДИТЕЛЬ: К. Э. Н. , доцент Токарев О. П. МОСКВА 1999г. “ Реструктуризация угольной промышленности ”. Содержание: 1). Введение. 2). Государственная поддержка угольной отрасли. Размеры дотаций и цены на уголь. - Исторический опыт регулирования государством горного дела. - Направленность государственной поддержки угольной отрасли России. - Перспективы уменьшения дотаций в угольную промышленность. 3). Инвестиционная политика в отрасли при ее реструктуризации 4). Реструктуризация системы управления отрасли. - Организация управления отраслью и ее основным производством. - Организация управления отраслевой инфраструктурой. 6). Заключение. ВВЕДЕНИЕ
Уголь в России исторически длительное время занимал ведущее положение среди других топливно-энергетических ресурсов. Его доля еще в 1913 г. составляла более 40%. К началу Великой Отечественной войны доля угля в бывшем СССР увеличилась до 59, 1% и после восстановления народного хозяйства в 50 - 60-е годы превышала 60-65%. Однако в 70-е и особенно в 80-е годы доля угля систематически снижалась в пользу нефтегазовых ТЭР и в настоящее время упала до критически низкого уровня -12-13%, а в электроэнергетике - до 24-25%. Но это положение временное - добыча и спрос на уголь в соответствии с имеющимися прогнозными оценками, должны в перспективе возрастать. Уже сейчас в крупнейших регионах России, таких как Дальний Восток, Восточная Сибирь и некоторых других, доля угля в балансе котельно-печного топлива достигает 80-90%. В этих регионах электрическая и тепловая энергия вырабатываются почти полностью на твердотопливных (угольных) тепловых электростанциях. По прогнозу, роль угольного топлива в долговременной перспективе должна возрастать в подавляющем большинстве экономических регионов России, главным образом, за счет развития теплоэлектроэнергетики.
Теплоэлектроэнергетика - крупнейший потребитель угольного топлива: в 1995 г. из 252 млн. т добытого в РФ ("Росуголь") угля 103 млн. т было использовано как энергетическое топливо в РАО ЕЭС. Будущее российского угля будет зависеть от развития экономики страны в ближайшие 1996-2000 г. - и в перспективе - до 2010 г. Прогнозируемые объемы добычи российского угля во многом определяются перспективами развития электроэнергетической отрасли ТЭК, для которой характерны ряд внешних и внутренних условий : Динамика энергопотребления. Впервые за несколько десятилетий в стране происходит снижение электро- и теплопотребления, которое впоследствии должно смениться более или менее существенным их ростом . Такой "волнообразный" характер динамики электро- и теплопотребления изменяет привычные представления о наилучших направлениях развития генерирующих энергетических мощностей.
Стоимостные характеристики энергетических объектов и используемых ресурсов. Переход экономики России к рыночным отношениям резко меняет стоимостные характеристики и традиционные представления о конкурентоспособности различных типов электростанций, в том числе твердотопливных, в разных районах страны.
3. Ужесточение экологических требований к тепловым электростанциям и рост затрат, связанных с использованием природных ресурсов , а также с загрязнением природной среды. Наиболее трудновыполнимыми для электроэнергетики являются условия по охране атмосферы от выбросов вредных веществ, что предъявляет повышенные требования к качеству используемого топлива и, в первую очередь, - угольного. 4. "Старение" энергетических объектов. Интенсивно нарастает мощность генерирующего оборудования теплоэлектростанций (ТЭС), отработавшего предельный срок службы и подлежащего демонтажу или модернизации.
5. Необходимость модернизации или досрочного вывода мощности части действующих атомных электростанций (АЭС). Несмотря на то, что реакторы первых поколений (РБМК и ВВЭР) еще не отработали свой срок службы, из-за их несоответствия современным требованиям безопасности возникает необходимость ускоренной модернизации или досрочного вывода из эксплуатации этих типов реакторов. С учетом перечисленных внешних и внутренних условий наиболее целесообразные варианты развития электроэнергетики России устанавливались применительно к двум сценариям - оптимистическому и вероятному. В оптимистичном сценарии электропотребления в период после 1995 г. заложен уверенный подъем с достижением докризисного уровня электропотребления в 2004-2005 годах и последующим его ростом. В “низком” (втором) сценарии рассмотрен спад электропотребления до1999г. , а докризисный уровень электропотребления предусмотрен лишь к 2010г.
В низком" (втором) сценарии рассмотрен спад электропотреб ления до 1999 г а докризисный уровень электропотребления предусмотрен лишь к 2010 г. Двум вышеприведенным сценариям электропотребления соответствуют и различные уровни требуемой мощности электростанций в целом по ЕЭС России При этом разница между требуемой установленной мощностью электростанции и снижающейся мощностью существующих электростанций определяет потенциальные масштабы необходимого прироста генерирующих мощностей на перспективу. С учетом приведенных данных, в рамках подготовки "Энергетической стратегии России" с целью обоснования рациональных вариантов сооружения новых и реконструкции действующих АЭС и ТЭС было рассмотрено 82 способа реконструкции или закрытия действующих АЭС и 12 различных технологии строительства новых электростанций. Полученный набор технологий реконструкции действующих и строительства новых электростанций был подвергнут специальному анализу с целью отбора наиболее предпочтительных вариантов по критерию стоимости производства электроэнергии в виде удельных дисконтированных затрат за их жизненный цикл - от строительства и до исчерпания проектного срока службы (а для АЭС - с учетом стоимости и длительности последующего демонтажа). При этом все расчеты выполнены как при минимальных значениях цены органического топлива (цены самофинансирования) так и при максимальных их значениях соответствующих структуре цен мирового рынка. Оптимизационные исследования направлений развития российской электроэнергетики позволили выявить устойчивые тенденции формирования структуры генерирующих мощностей как по технологиям производства электроэнергии так и по территории России при различных видах топлива газ уголь и т. п. В результате установлено, что в технологическом отношении наиболее устойчивыми являются следующие основные направления совершенствования производственной структуры электростанций внедрение парогазовых установок (в первую очередь для технического перевооружения существующих ТЭС), первоочередное выполнение мероприятий по повышению безопасности существующих АЭС, внедрение экологически чистых технологий сжигания угля, в первую очередь при техническом перевооружении существующих ТЭС, сооружение новых АЭС - только после разработки нового типа реактора повышенной безопасности и в районах наиболее дорогого органического топлива, сооружение новых ТЭС на газе только в виде парогазовых установок ТЭС, сооружение новых ТЭС на угле с использованием экологически чистых технологий. При этом твердотопливные (угольные) ТЭС целесообразны в целом ряде регионов России: в ОЭС Урала, где особенно велика доля оборудования достигающего предельного срока службы необходимо форсировать реконструкцию существующих угольных ТЭС на базе экологически чистых технологий, с одновременной заменой высокозольных экибастузских углей на более зкологичные и высококалорийные кузнецкие угли, в ОЭС Сибири целесообразны строительство новых и реконструкция действующих твердотопливных ТЭЦ и реконструкция действующих конденсационных электростанции (КЭС) на канско-ачинских и кузнецких углях, в ОЭС Дальнего Востока - строительство новых и реконструкция действующих угольных ТЭЦ на местных и частично - на привозных сибирских и якутских углях. В рассматриваемой перспективе при относительно небольшом абсолютном вводе мощности паротурбинных угольных КЭС и ТЭЦ (и соответствующем увеличении потребления угля электростанциями), их относительная доля в суммарном вводе мощности ЕЭС России в целом сокращается. Вместе с тем, как показывает анализ, подкрепленный оценкой требуемых инвестиций, целесообразна ориентация электроэнергетики на угольное топливо в целом ряде перспективных технологических решений в крупнейших регионах страны Дальний Восток, Восточная и Западная Сибирь, Урал.
Приведенные рекомендации позволяют достаточно обоснованно прогнозировать и количественно оценивать роль угольного топлива в топливоснабжении электростанций на ближайшие 15 лет. При этом при относительно низких ценах самофинансирования на газ в зонах централизованного газоснабжения в европейских районах страны, на Урале и в Западной Сибири, все ТЭС на газе с современными парогазовыми установками экономичнее других типов ТЭС, включая угольные, особенно с учетом требований охраны окружающей среды. Для действующих и реконструируемых угольных ТЭС а также для новых угольных электростанций, сооружение которых целесообразно по соображениям устойчивости энергоснабжения, наиболее эффективными на большей части европейских районов России являются угли Кузбасса. Они уступают по эффективности лишь печорским углям в районах Европейского Севера страны и донецким углям на Северном Кавказе. В свою очередь кузнецкие энергетические угли уступают канско-ачинским на электростанциях практически по всей территории Восточной Сибири, а на Дальнем Востоке при действующих железнодорожных тарифах и те и другие - дороже забайкальских и местных углей.
Несколько иная ситуация складывается в оптимистическом сценарии развития экономики с высоким энергопотреблением и выходом внутренних цен на топливо на структуру мировых цен. Соответствующее этому почти двукратное повышение цен на газ по сравнению с его ценами самофинансирования резко повышает конкурентоспособность других видов топлива, особенно угля. Роль угля как топлива для электростанции существенно усилится, если и в долгосрочном периоде будет последовательно проводиться государственная поддержка угольной промышленности. ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПОДДЕРЖКА УГОЛЬНОЙ ОТРАСЛИ. РАЗМЕРЫ ДОТАЦИЙ И ЦЕНЫ НА УГОЛЬ.
Угольная промышленность России в течение длительного периода является дотационной отраслью, что обусловлено не результатами хозяйственной деятельности, а сложившейся методологией и практикой формирования оптовых цен на топливные ресурсы, при которых цены на уголь практически всегда оставались ниже затрат на его добычу.
Дотационность угольной отрасли является характерной для большинства угледобывающих стран, за исключением США, Австралии и ЮАР, где разработка угольных пластов осуществляется в исключительно благоприятных горно-геопогических условиях. В расчете на 1 т. добываемого угля дотации в 1992-1993 гг. составили: в Англии - 13, Германии - 70, Франции - 98, Испании -20 долл. США. В России для угольной промышленности в целях обеспечения ее устойчивой хозяйственной деятельности ежегодно из государственного бюджета выделяется дотация на выполнение работ по воспроизводству мощностей и техническому перевооружению (капитальные вложения), на оплату труда шахтеров по тарифному соглашению, покрытие убытков части предприятий, а также на содержание социальной сферы.
В условиях нарастающей инфляции и действовавшей до 1 июля 1993 г. системы фиксированных оптовых цен на уголь, эти цены, несмотря на их неоднократное директивное повышение, практически перестали отражать реальные условия хозяйствования угольных предприятий. В 1992 г. оптовые цены на уголь были повышены более чем в 50 раз. В то же время цены на ресурсы, потребляемые отраслью, увеличивались опережающими темпами: металл - в 65 раз, лесные материалы - в 100, кабель - в 265, оборудование - в 67 раз и т. д. В связи с этим в общей сумме затрат на добычу и переработку угля доля, покрываемая за счет оптовой цены, постоянно снижалась и к середине 1993г. упала до 15%, остальная часть дозировалась государством из федерального бюджета.
В этих условиях для обеспечения финансовой стабилизации работы отрасли наиболее предпочтительным представлялся вариант сохранения регулируемых государством цен на уголь с повышением их во 2-м полугодии 1993 г. в 25 раз с последующей ежемесячной индексацией на 10-16%, поскольку в этом случае была бы сведена к минимуму инфляция, вызывавшаяся ростом цен на уголь.
Однако по настоянию центральных экономических органов правительством было принято решение о переходе с 1 июля 1993 г. на продажу угольной продукции по свободным ценам. В III и IV кварталах 1993 г. свободные цены на уголь превысили действовавшие ранее оптовые цены в 6-9 раз с резкой дифференциацией по отдельным регионам. В феврале 1994 г. средняя по отрасли свободная цена на уголь составила 14569 руб. за 1 т, что в 11, 2 раза больше средней оптовой цены в середине 1993 г. (1298 руб. ): при этом цены на угли, добываемые в Восточной Сибири, возросли почти в 26 раз, на Дальнем Востоке - в 17 раз, в Канско-Ачинском, Кузнецком, Печорском бассейнах - в 10-11 раз и т. д.
Но в связи с продолжавшейся инфляцией и постепенным ростом затрат на добычу угля отрасль и при свободных ценах не возмещает затрат, необходимых для добычи угля, воспроизводство мощностей и решение социальных проблем. Остаются убыточными около 200 шахт и разрезов или 67% их общего количества. Таким образом, государственная поддержка угольной промышленности остается сегодня и в обозримом будущем решающим фактором финансовой стабильности отрасли. В основных угледобывающих странах мира в свое время были приняты соответствующие законодательные акты. на основе которых решались и решаются сложные проблемы функционирования и реструктуризации угольных предприятий. Причем, зарубежный опыт свидетельствует, что процесс реструктуризации угольной промышленности не может быть не капиталоемким и быстрым и, по существу, невозможен без гарантированной государственной поддержки. Угольная промышленность Великобритании пережила многие директивные меры, предпринимаемые государством для повышения эффективности угледобычи, в том числе национализацию (1946 г. ), обеспечение приемлемой нормы прибыли в условиях рыночной конкуренции, законопроект о приватизации угольной промышленности (1988 г. ). радикальную реорганизацию финансовой структуры отрасли (1990 г. ). И в настоящее время она получает солидные государственные субсидии. В Германии (ФРГ) Закон "Об угле", принятый в 1968 г, определил основные пути повышения эффективности работы не только угольной промышленности, но и всех базовых отраслей экономики страны. До настоящего времени из соображений энергетической безопасности страны в Германии из федерального бюджета выделяются значительные субсидии на каждую тонну добываемого угля. Бундестаг принял новый Закон "Об использовании каменного угля для производства электроэнергии", в котором определены льготы для угольной промышленности с гарантией их сохранения до 2005 г.
В США поддержка угольной промышленности осуществляется через жесткое регулирование деятельности компаний электроснабжения, а также антимонопольное законодательство и природоохранные акты. До конца 80-х годов действовал даже запрет на сооружение новых электростанций, использующих мазут и природный газ. Направленность государственной поддержки угольной отрасли России.
Основой экономической политики в отрасли в 1994 г. было рациональное использование средств государственной поддержки, снижение нагрузки на бюджет, максимальное использование возможностей самофинансирования. Значительное внимание при этом уделялось селекции предприятий при распределении средств государственной поддержки, переводу бюджетного дотирования на возвратную основу, нацеленности предприятий на возмещение затрат от удорожания потребляемых ресурсов за счет получаемых средств от реализации продукции. В результате в работе отрасли появился ряд позитивных изменений: - угольные предприятия приступили к адаптации своей экономики к условиям свободного ценообразования, произошла дифференциация предприятий по фактору прибыльности (убыточности), шире стали использоваться возможности свободного ценообразования на угольную продукцию. На полное самофинансирование перешло 12 угледобывающих акционерных обществ и на частичное - 17 или соответственно 22% и 31% от общего числа;
- повысилась надежность обеспечения финансовыми ресурсами предприятий за счет наличия двух источников финансирования; - снизился удельный вес бюджетных средств в общем объеме финансовых ресурсов отрасли и уменьшилась зависимость отдельных предприятий от "центра" в части обеспечения финансовыми ресурсами текущих расходов;
- изменилась структура использования дотаций. доля средств, направляемых на техническое перевооружение и развитие перспективных предприятий, выросла с 20 до 30%, а доля средств на покрытие убытков от промышленной деятельности снизилась с 28% в 1993 г. до 14% в 1994 г. ; - прекращено выделение средств государственной поддержки на капитальное строительство неперспективным предприятиям, что позволило сохранить в1994г. объем средств, направляемых на приобретение технологического оборудования на уровне 1993 г. (в сопоставимых ценах). Структурная перестройка сдерживалась неплатежеспособностью большинства потребителей и несвоевременным выделением из бюджета средств государственной поддержки, в результате в 1994 г. угольной отрасли из государственного бюджета было выделено 6342 млрд. руб. при плане 7740, 1 млрд. руб. (81, 9%). В 1993 г. объем выделенных средств составил 1748, 2 млрд. руб. Средства государственной поддержки используются:
- на реализацию Тарифного соглашения, определяющего условия оплаты труда шахтеров; (тарифное соглашение заключается между Российским независимым профессиональным союзом рабочих угольной промышленности, Министерством топлива и энергетики и Министерством труда Российской Федерации). На реализацию Тарифного соглашения недоплачено указанных средств в сумме 210 млрд. руб... что вместе с долгами потребителей привело к задолженности по заработной плате в сумме 593, 6 млрд. руб. ;
- на поддержание производственной деятельности - прямое воспроизводство, нецентрализованные капитальные вложения ; - для покрытия убытков от производственной деятельности части угольных предприятий ; - на содержание социальной сферы в угольных регионах.
При переходе на свободные цены в угольной промышленности на основе анализа технического состояния шахт и разрезов, их горно-геологических условий и уровня экономических показателей сформированы 4 группы предприятий с различными формами и объемами государственной поддержки.
К первой группе относятся шахты, разрезы, ОФ, обеспечивающие полное самофинансирование за счет свободных цен на угольную продукцию (на их долю приходится 24% товарной продукции и 6, 4% трудящихся);
Во вторую группу включены предприятия, которым необходима государственная поддержка для финансирования нецентрализованных капитальных вложений (их доля в добыче угля - 6, 5%. в численности трудящихся - 7%). К третьей группе отнесены шахты и разрезы, которым необходима государственная поддержка для финансирования капитальных вложений, а также для реализации Тарифного соглашения (их доля в добыче угля-21%, в численности трудящихся - 22%). К четвертой группе отнесены предприятия, которым дотируются расходы на капитальные вложения, реализацию Тарифного соглашения, а также на возмещение убытков от производственной деятельности - на долю этой группы приходится 49% добычи и 65% численности. На последнюю группу приходится около 80% государственной поддержки.
Введение свободных цен на уголь в определенной мере снизило нагрузку на государственный бюджет - из общей суммы затрат на добычу угля за счет потребителей в 1994 г. возмещалось около 50% затрат (против 15% до перехода на свободные цены). Вместе с этим, введение свободных цен на уголь резко обострило финансовые взаимоотношения предприятий угольной отрасли с потребителями, задолженность которых возросла с 98 млрд. руб. на 1 июля 1993г. до 1. 1 трлн. руб. на 1 апреля 1994 г. На долю металлургов пришлось около одной трети общей задолженности, объектов энергетики - 28%. Около 40% долга пришлось на коммунально-бытовую сферу, военно-промышленный комплекс и др. Прослеживается опасная тенденция к росту числа предприятий, которые могут быть отнесены к четвертой группе, объединяющей убыточные предприятия, обреченные на банкротство в условиях рынка. В связи с постоянным ростом цен на потребляемые материальные ресурсы, тарифы, услуги и неплатежами за поставляемую угольную продукцию в весьма сложном положении оказываются и самые эффективные угольные предприятия, работающие на полном самофинансировании. Перспективы уменьшения дотаций в угольную промышленность.
Наиболее значительную часть государственной поддержки (около 34%) составляют средства, расходуемые на выполнение обязательств государства по Тарифному соглашению. Заключенные в последние три года Тарифные соглашения положительно сказались на социальной защите шахтеров в условиях становления рыночных отношений, в особенности, введенный в рамках этого соглашения механизм повышения заработной платы на 0, 8% за каждый процент роста потребительских цен. Вместе с этим, на угольных предприятиях пока нет заинтересованности в снижении издержек производства и. в первую очередь, затрат на оплату труда. В отрасли в 1994 г. имело место явное несоответствие между интенсивным ростом заработной платы (в январе-феврале 1994 г. она составляла в среднем 307 тыс. руб. , т. е. выросла в 8, 4 раза по сравнению с соответствующим периодом 1993 г. ) и снижением производительности труда на 11, 2%, в основном, из-за снижения объемов добычи угля.
В большинстве производственных объединений удельный вес средств Тарифного соглашения составлял от 25-30% в начале 1994 г. до 65-75% в конце года от общего объема средств, направлявшихся на оплату труда. Совершенствование системы оплаты труда на угольных предприятиях связано с необходимостью учета таких факторов, как нагрузка на забой, производительность труда. Одновременно целесообразно исключить стимулирование труда на неперспективных и особо убыточных шахтах, а также в забоях с низкой нагрузкой (до 200 т/сут. ). Это будет способствовать перетеку рабочей силы в эффективные лавы и закрытию лае с низкой нагрузкой.
Совершенствование механизма дотирования может быть достигнуто за счет осуществления следующих мероприятий:
- выделение дотаций для работников неперспективных и убыточных шахт. а также забоев с нагрузкой менее определенного отраслевого норматива на уровне минимальных размеров оплаты труда с действующими компенсирующими доплатами; - выделение дотаций для работников, обеспечивающих наиболее высокую нагрузку на забой, в размерах, обеспечивающих повышение тарифных ставок и премий в 2 раза и более; - сокращение численности работников в отрасли на 4-5% (40-50 тыс. чел. ). При этом на предприятиях необходимо рассмотреть расстановку численности по всем процессам производства и особенно на шахтной поверхности; - содержание каждого рабочего места должно быть оправдано;
- учет состояния подготовки фронта очистных работ при выделении средств на реализацию Тарифного соглашения.
В 1993 г. освоение капитальных вложений осуществлено в объеме 3, 1 млрд. руб. (в ценах 1991 г. ), в том числе за счет государственной поддержки - 2, 4 млрд. руб. и по централизованным капитальным вложениям - 0, 7 млрд. руб. Это составило 52% от намеченной подовой программы. Объем освоения капитальных вложений в общем объеме дотаций составил 16% при плановом 25%. По сравнению с 1991 г. объем нецентрализованных средств (государственной поддержки) сократился в 1, 7 раза, на приобретение оборудования - в 2, 4 раза. За 1994 г. капитальные вложения в угольную промышленность в целом составили 1, 94 млрд. руб. (в ценах 1991 г. ), что почти на 40% меньше уровня 1993 г.
Концентрация средств на высокоэффективных объектах позволила при снижении общего объема капитальных вложений в 1994 г. увеличить удельный ввод мощностей по добыче угля в 1, 5 раза в расчете на 1 млн. руб.
Следует отметить, что из введенных в 1994 г. 3, 1 млн. т новых мощностей по добыче угля 2, 5 млн. т или 81% пришлось на топливо-дефицитные регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока. Преимущественно вводились мощности на открытых горных работах - 2, 6 млн. т, на шахтах - 05 млн. т. Введена лизинговая форма предоставления предприятиям горного оборудования, позволяющая перевести бюджетное финансирование на возвратную основу и обеспечить оснащение дорогостоящим оборудованием ряда высокопроизводительных забоев. Вместе с этим, в течение года предприятия испытывали острый дефицит инвестиций в связи с сокращением объема нецентрализованных капитальных вложений на развитие производства - с 2, 44 млрд. руб в 1993 г до 1, 72 млрд. руб. в 1994 г и несвоевременным перечислением средств федерального бюджета сооружение объектов велось, в основном, за счет краткосрочных кредитов банков, что существенно увеличило стоимость строительства.
Нецентрализованные капитальные вложения являются наиболее значимой частью средств, направляемых на простое воспроизводство для целого ряда предприятий угольной промышленности Основными путями уменьшения этой части субсидий являются : - сокращение неэффективных производств,
- приоритетное выделение субсидий для действующих предприятий, имеющих перспективу для достижения самоокупаемости, - переход на договорную основу, возвратность средств.
Следует отметить, что в 1994 г. на рынке угольной продукции сложилась ситуация, когда спрос на уголь определяется не столько потребностью в нем, сколько финансовыми возможностями потребителя. Оценки разницы между действительным и платежным спросом на уголь различны, составляя в среднем 25-35%. Одновременный рост свободной цены на уголь и еще больший рост железнодорожных тарифов привели к ограничению возможностей сбыта угля, затормозили естественное развитие процесса увеличения цены угля до уровня, обеспечивающего рентабельность его добычи.
В этой ненормальной для рыночной экономики ситуации эффективная реализация механизма государственной поддержки сдерживается рядом негативных тенденций в управлении финансовыми ресурсами в условиях гиперинфляции, когда система стимулов и мотиваций работает на потребление, а не накопление. К ним относятся: - стремление предприятий направлять бюджетные средства, в первую очередь, на решение текущих вопросов и заработную плату, а не на реструктуризацию производства, обеспечивающую выживаемость предприятий в рыночных условиях и закрытие неперспективных шахт;
- непринятие мер по снижению затрат на производство, а также отсутствие жесткой политики в работе с потребителями на угольном рынке, и, как следствие, рост неплатежей за отгруженный уголь;
- в условиях хронических неплатежей потребителей за уголь стало выгодно быть убыточным и не принимать необходимых мер по устранению плохой организации производства.
Важнейшим средством стабилизации и экономии сопоставимых затрат на добычу угля является использование для этого стимулирующих рычагов системы бюджетной дотации отрасли. Учитывая задачи и направления реструктуризации отрасли и новые положения о несостоятельности (банкротстве) предприятий, действующий механизм бюджетной поддержки угольной промышленности на 1995 г. существенно пересмотрен Советом директоров и правлением компании "Росуголь" принята новая концепция государственной поддержки угольной промышленности на 1995 г. Исходя из дефицита бюджетных средств, выделяемых предприятиям отрасли, Концепция предусматривает выполнение следующих требований : - увеличение затрат на добычу угля, как правило должно возмещаться самим предприятием из собственных средств, в том числе и за счет увеличения свободных цен на уголь Установление цен на уголь является исключительным прерогативным правом предприятия: - инвестиции на простое воспроизводство, то есть поддержание действующих мощностей, формируются за счет средств, которые зарабатывает само предприятие, а их источниками являются амортизационные отчисления и прибыль предприятия. В связи с этим в дальнейшем государственную поддержку предусмотрено осуществлять по следующим пяти направлениям : - инвестиции на осуществление мероприятий по реструктуризации отрасли; - возмещение убытков ограниченному кругу убыточных предприятий; - расходы по тарифному соглашению,
- содержание социальной сферы до передачи ее местным органам, - закрытие и ликвидация предприятий.
Порядок и условия выделения средств государственной поддержки по этим направлениям определены следующими: 1. Инвестиции на осуществление мероприятий по реструктуризации отрасли. С 1995 г централизованные и нецентрализованные капитальные вложения объединяются в одну статью расходов. Средства, выделяемые отрасли по этой статье расходов в 1995 г. , в ценах 1991 г. составляют лишь 30% к уровню 1994 г. и будут направляться:
- на инвестирование высокоэффективных платежеспособных предприятий, - на инвестирование предприятий, по которым возможно восстановление платежеспособности; - на целевые программы.
Инвестирование по первому направлению производится на конкурсной, договорной и возвратной, в том числе лизинговой, основах вне зависимости от форм собственности и состава акционеров предприятий. Финансирование осуществляется под конкретные инвестиционные проекты.
Инвестирование по второму направлению осуществляется на безвозмездной основе при наличии плана финансового оздоровления (бизнес-плана), включающего мероприятия по восстановлению платежеспособности. Указанные средства выделяются предприятиям, в капитале которых доля Российской Федерации составляет более 25%. Целевые программы формируются и утверждаются компанией "Росуголь" по предложениям предприятий и финансируются на договорной основе. 2. Возмещение убытков ограниченному кругу убыточных предприятий. Возмещение убытков производится тем предприятиям, которые при имеющейся народнохозяйственной потребности в угле не обеспечивают покрытия издержек угледобычи за счет отпускных цен на уголь, что может повлечь их банкротство. Средства выделяются следующим образом :
- определяется список убыточных предприятий и утверждается Минфином России сроком на 1-3 года; при этом указанный список расширению не подлежит, - сумма возмещаемых убытков устанавливается ежегодно с распределением по кварталам, исходя из подтвержденной компанией "Росуголь" потребности в угле. Сумма возмещаемых убытков не увеличивается в течение года и доводится предприятию в виде фиксированной ставки. Фактическое покрытие убытков производится на 1 т реализованного угля, - возмещение убытков убыточным АО (группам предприятий) производится только по специально заключенному договору с "Росуголь". Для заключения договора предприятием представляется бизнес-план, предусматривающий всемерную экономию ресурсов, технические меры, направленные на сокращение низкопроизводительных забоев и ликвидацию неперспективных предприятий с указанием помесячных сроков их реализации, - при определении суммы убытков обязательны снижение или стабилизация устанавливаемой суммы в течение года и по ряду лет, - из экономических расчетов по убыточным АО исключаются закрываемые предприятия. которые финансируются по отдельным сметам,
- невыполнение каких-либо позиций договора является основанием для соответствующего снижения выделяемых данному предприятию средств,
- договором предусматриваются также меры экономического стимулирования сокращения убыточности предприятия, включая безвозмездные инвестиции. 3. Расходы по тарифному соглашению. Финансирование этих расходов из федерального бюджета осуществляется в порядке и объемах, установленных подписанным Тарифным соглашением на 1995 г.
4. Содержание социальной сферы до передачи ее местным органам. На 1995г. каждым АО тщательно рассмотрена структура расходов по социальной сфере и выработаны меры по снижению ее убыточности, включая увеличение размеров квартплаты, коммунальных услуг, платы за содержание детей в детских дошкольных учреждениях. Каждым АО совместно с администрациями регионов составлен график передачи жилья и объектов социального и культурно-бытового назначения для утверждения Минфином России. Планирование и выделение средств на содержание социальной сферы осуществляется компанией "Росуголь" с поэтапным сокращением в соответствии с утвержденным графиком.
5. Закрытие и ликвидация предприятий. Осуществляются в соответствии с действующими нормативно-законодательными актами о несостоятельности (банкротстве) предприятий, "Основными принципами санации и закрытия неперспективных шахт и разрезов угольной промышленности России". Выделение средств на закрытие и ликвидацию угледобывающих предприятий осуществляется в строгом соответствии с утвержденными по каждому предприятию проектом и содержащейся в нем сводной сметой расходов. включающей затраты: по объектам производственного и природоохранного назначения, по социальной защите трудящихся, на снос ветхого и строительство нового жилья, на создание новых производств (рабочих мест). Основными принципами функционирования механизма повышения эффективности использования средств государственной поддержки следует считать: - ввод Госкомстатом России ежеквартальной статистической отчетности по использованию средств государственной поддержки по предусмотренным правительством направлениям; - жесткую связь между объемами выделяемых средств и динамикой основных показателей эффективности функционирования предприятий; - экспертизу предлагаемых инвестиционных проектов и предложений предприятий; - строго ограниченный срок предоставления субсидий;
- сквозную контрактную (договорную) основу с персонификацией ответственности на каждом уровне и каждом этапе финансово-хозяйственной деятельности в условиях субсидирования; - жесткий контроль за использованием средств государственной поддержки. Предлагаемый механизм распределения дотаций учитывает технический уровень угольных предприятий, стадию освоения производственной мощности, себестоимость и качество добываемого угля. Сохранение государственной поддержки отрасли позволяет стабилизировать работу народного хозяйства и является одним из факторов сдерживания инфляции. ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПОЛИТИКА В ОТРАСЛИ ПРИ ЕЕ РЕСТРУКТУРИЗАЦИИ
Угледобывающим предприятиям как объектам инвестиционной деятельности присущ ряд специфических особенностей: - значительная дифференциация экономических показателей предприятий, отражающая различные горно-геологические условия и природные качества угольных запасов; - растянутость процесса создания и воспроизводства мощности любого угольного предприятия на весь срок его службы, связанная с непрерывным перемещением фронта работ по мере отработки запасов; - периодические реконструкции и техническое перевооружение угольных предприятий; - направления, являющиеся наиболее эффективными способами поддержания ранее созданного производственного потенциала. В отличие от других отраслей, в определенные периоды эксплуатации угледобывающего предприятия инвестирование реконструкции становится необходимым условием дальнейшего физического существования шахты или разреза;
- динамичность экономических показателей угледобывающих предприятий по годам их эксплуатации, обусловленная последовательным перемещением фронта горных работ на все новые участки, блоки, горизонты;
- высокая степень риска инвестиций в угольную отрасль из-за выполняемой ею роли "замыкающей" отрасли топливно-энергетического комплекса.
Основные принципы инвестиционной политики в угольной отрасли при ее реструктуризации в период спада экономики:
- разгосударствление большинства предприятий отрасли и переход их на акционерную форму хозяйствования;
- оказание селективной государственной поддержки в инвестиционной деятельности наиболее эффективным (перспективным) предприятиям с одновременным закрытием неперспективных шахт и проведением санации низкорентабельных предприятий; - создание специального целевого фонда инвестиционной поддержки угольной промышленности; - развитие предпринимательства и конкурентных начал во всех видах инвестиционной деятельности (диверсификация); - расширение на предприятиях отрасли производства непрофильной высокорентабельной продукции на основе использования попутной сырьевой базы и начало проведения широкой диверсификации их деятельности;
- создание условий для привлечения иностранных инвестиций; - повышение роли ренты как источника финансирования капитальных вложений в угольную отрасль;
- расширенное участие региональных фондов и органов управления, а также крупных потребителей угля в инвестировании отдельных проектов;
- первостепенное выделение, наряду с государственными, средств региональных фондов на финансирование развития региональной инфраструктуры. В период стабилизации экономики дополнительно к этим принципам следует добавить: - передачу основных функций инвестиционной деятельности угольным компаниям (предприятиям) при ограниченном и четко регламентированном участии государственных органов; - оказание селективной адресной государственной поддержки крупных инвестиционных проектов на возвратной и платной основе;
- широкое привлечение иностранных инвесторов и создание для этого гарантий надежности и прибыльности инвестиций в предприятия угольной отрасли. В числе общих тенденций в области собственно шахтного строительства на ближайшие годы выделяются: - радикальное сокращение объемов строительно-монтажных работ, выполняемых за счет государственных инвестиций; - соответственно значительное повышение удельного объема этих работ, финансируемых непосредственно предприятиями-заказчиками, а также частично региональными и местными органами;
- сохранение значительной доли капитальных строительных работ хозяйственным способом в период эксплуатации шахт. Важной составной частью инвестиционной программы должно стать четко регламентированное финансирование работ и затрат, связанных с предстоящим закрытием наиболее убыточных шахт, развитием в трудоизбыточных регионах необходимой инфраструктуры и созданием новых рабочих мест. Эти затраты должны учитываться при определении эффективности инвестиций в новое строительство или в расширение угледобывающего производства, если это связано с необходимостью компенсировать выбывающие неэффективные мощности. К тому же необходимо учитывать, что капиталоемкость предприятий угольной отрасли (в сопоставимых ценах) постоянно увеличивается, что обусловлено, главным образом, освоением новых месторождений с более сложными, чем на действующих предприятиях, горно-геологическими и климатическими условиями, а также с возрастающими затратами на создание безопасных условий труда и требуемое сооружение объектов инфраструктуры.
Общая сумма инвестиций в угольную промышленность России за последние годы постоянно снижалась - с 5, 03 млрд. руб. в 1991 г. до 1, 89 млрд. руб. в 1995 г. и за пятилетие в целом составила около 16, 5 млрд. руб. (в ценах 1991 г. ). По укрупненным оценкам, в 1996-2000 гг. общая сумма капитальных вложений на поддержание и развитие предприятий угольной отрасли должна быть увеличена в сравнении с приведенной величиной в 1, 6 раза, а в 2001-2005 гг. и 2006-2010 гг. -примерно в 1, 2 раза за каждое пятилетие.
Угольная промышленность России не имеет достаточных собственных источников капитальных вложений и получает государственную поддержку на инвестиции из федерального бюджета.
Капитальные вложения в угольной промышленности подразделяются на: - централизованные направляемые на строительство новых и капитальную реконструкцию с приростом мощности действующих предприятии и развитие при них социальной инфраструктуры; - нецентрализованные используемые для поддержания мощности и технического перевооружения действующих предприятий и развития при них объектов социального характера;
- собственные средства предприятия с 1995г. централизованные и нецентрализованные капитальные вложения на практике объединяются в одну статью расходов - на реструктуризацию отрасли. Средства по этой статье расходов направляются:
- на инвестирование высокоэффективных платежеспособных предприятий; - на инвестирование неплатежеспособных предприятии по которым возможно восстановление их платежеспособности; - на целевые программы и др.
Инвестирование по первому направлению производится на конкурсной договорной и возвратной в том числе лизинговой основах вне зависимости от форм собственности и состава акционеров предприятии. Финансирование осуществляется под конкретные инвестиционные проекты.
Инвестирование по второму направлению осуществляется на безвозмездной основе при наличии плана финансового оздоровления (бизнес-плана) включающего мероприятия по восстановлению платежеспособности.
Указанные средства выделяются предприятиям (акционерным обществам) в капитале которых доля Российской Федерации составляет более 25%. Целевые программы формируются и утверждаются компанией "Росуголь" по предложениям региональных предприятии и финансируются на договорной основе. Всего в 1994-2000 гг. необходимо ввести в эксплуатацию 110-112 млн. т угледобывающих предприятии. Приоритетными регионами по вводу новых мощностей являются Восточная Сибирь и Дальний Восток где испытывается дефицит в угольном топливе а также Кузнецкий бассейн. Эта политика сохранится и на ближайшие 10 15 лет. Приоритет в инвестиционной политике отдается развитию открытого способа разработки также в основном в Сибири и на Дальнем Востоке. Высокая рентабельность строящихся разрезов (20-65%) обеспечивает их бездотационную работу сроки окупаемости капитальных вложении по расчетам составят 4-7 лет. Близки к ним и аналогичные показатели шахт нового технического уровня. В соответствии с инвестиционной программой отрасли из общих объемов инвестиций в 1994-2000 гг. Предусматривается: - в угледобывающие предприятия - 69%, - для углепереработки - 4, 7% - в машиностроение - 0, 9%, - в развитие базы шахтного строительства - 3, 9%
- в строительство объектов непроизводственного назначения - 20, 9% Разработана отраслевая программа адресных вложений под конкретные направления строительство общерайонных объектов для освоения новых перспективных месторождений. создания межотраслевых производств, переселение горняков из северных регионов России.
Предусматривается направление инвестиций и для нормализации работы действующих угольных предприятий за счет технического перевооружения наиболее перспективных шахт и разрезов на новой технологической основе. Основными факторами, обусловившими в последние годы по существу кризис инвестиций, являлись высокая инфляция и спад производства. При этом особенно сильно инфляция ограничила собственные возможности угледобывающих предприятии поскольку в этих условиях существенно сократился основной источник капитальных вложений амортизационные отчисления. В результате доля амортизационного фонда покрывавшего в прошлом до 70% потребности в инвестициях на простое воспроизводство снизилась до 25-35%. Сложное финансовое положение угледобывающих предприятии не позволило им компенсировать снижение реального объема амортизационных отчислении средствами из прибыли, которые на практике перераспределялись в сторону текущего потребления. В этих условиях для повышения эффективности инвестиционной деятельности целесообразно ввести механизм индексации амортизационных отчислении с пересмотром (переоценкой) стоимости основных производственных фондов отрасли в конце каждого года. В соответствии с отраслевыми и региональными программами частично уже используются такие экономические регуляторы, как инвестиционная субсидия (выплата инвестору определенного процента от сметной стоимости объекта), льготный инвестиционный кредит, выплата премий за сооружение объектов в установленные сроки и др. Это в принципе способствует привлечению в угольную промышленность России иностранных инвестиций. Однако их широкому притоку в инвестиционную сферу угольной отрасли препятствуют недостаточная развитость рыночной и социальной инфраструктур информационного обеспечения и др. Не отработаны также механизмы реализации правовых гарантии инвесторов.
Принятие новой редакции законов об инвестициях концессий, свободных экономических зонах законодательное определение прав на землю должно создать более привлекательные условия для иностранного (и частично отечественного) капитала в угольную отрасль. Особое значение в активизации инвестиционной деятельности должно сыграть страхование инвестиции от некоммерческих рисков. Важным шагом в этой области стало присоединение России к многостороннему агентству по страхованию инвестиции. Иностранные инвестиции в угольной промышленности России могут осуществляться и частично уже осуществляются путем: - создания предприятий с долевым участием иностранного капитала (совместных предприятии);
- создания предприятий, полностью принадлежащих иностранным инвесторам их филиалов и представительств (в отдельных случаях);
- приобретения иностранным инвестором в собственность предприятии, имущественных комплексов, зданий, сооружений долей участия в предприятиях, акций облигаций и других ценных бумаг;
- приобретения прав пользования природными ресурсами, а также иных имущественных прав (потенциально); - предоставления займов кредитов имущества и имущественных прав и т. п. Зарубежный капитал в форме предприятии со 100-процентным иностранным участием целесообразнее привлекать также в производство строительных материалов строительство (в том числе жилищное) в развитие деловой инфраструктуры особенно в районах Севера Сибири и Дальнего Востока. Для этих же отраслей целесообразны и совместные предприятия Они эффективны также в области "эколого-сберегающих" сфер деятельности таких как например разработка терриконов. Аккумулировать такие средства принято в основном через сеть региональных и отраслевых финансово-промышленных компании имеющих статус инвестиционных и создаваемых для финансирования региональных и отраслевых инвестиционных программ. Формирование подобных финансово-промышленных компаний будет способствовать практической реализации конкретных крупных инвестиционных проектов. Особенно важно создание в рамках ТЭК с участием государственного капитала финансово-инвестиционной группы которая должна стать гарантом развития комплекса инструментом экономического управления и регулирования, включая и многие направления инвестирования в угольной промышленности. Таковы основные составляющие инвестиционной политики отрасли в период ее реструктуризации. РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ОТРАСЛИ.
Организация управления отраслью и ее основным производством.
В структуре управления отраслью под воздействием общественных процессов в конце 80-х - начале 90-х годов произошли существенные изменения с переходом от двухзвенной системы управления (Минугле-пром СССР - производственные объединения) к многозвенной. Минтопэнерго РФ - Комитет угольной промышленности - Корпорация 'Уголь России" - производственные объединения, концерны, ассоциации-предприятия. Одновременно произошли организационно-структурные изменения и на нижнем уровне ряд предприятий вышел из состава производственных объединений или ассоциаций и стал подчиняться непосредственно Минтопэнерго РФ, произошел распад отдельных производственных объединений; создались новые структурные образования предприятий. Все это, наряду с другими изложенными причинами, предопределило происшедший разрыв сложившихся в прежние десятилетия хозяйственных связей и резкое снижение управляемости отраслью, что в конечном счете способствовало падению объемов производства, снижению уровня техники безопасности и повышению травматизма, росту социальной напряженности в угольной промышленности. Необходимость преодоления таких негативных последствий обусловила начало работы (примерно с середины 1992 г) в отрасли по созданию новой системы управления, адекватной происходящим в экономике страны изменениям. Стремление исправить сложившееся положение привело к учреждению в начале 1993 года Российской угольной компании ("Рос-уголь") и определению основных принципов и порядка акционирования и приватизации предприятий угольной промышленности.
После учреждения в 1993 г Российской угольной компании ("Росуголь") структура управления угольной промышленностью в 1993-1995 гг. включала: - орган государственного управления - Минтопэнерго РФ и в его составе Департамент угольной промышленности с основными функциями обеспечение потребности народного хозяйства в топливе и эффективного и устойчивого функционирования топливно-энергетического комплекса страны в целом, осуществление государственного регулирования деятельностью предприятий этого комплекса, лицензирование использования недр,
- государственное предприятие "Росуголь" Ее основные функции, рациональное распределение средств, выделенных для государственной поддержки предприятий угольной промышленности и социальной сферы, обеспечение необходимого уровня производства и поставки угольной продукции для нужд народного хозяйства, организация процессов акционирования и приватизации предприятий отрасли: формирование рыночной инфраструктуры; коммерческое управление пакетом акций, закрепляемых в федеральной собственности; разработка стратегии развития отрасли и ее инвестиционной политики; рационализация структуры управления отраслью,
- около 1200 предприятий и организаций отрасли. При этом добычу угля осуществляли 36 акционерных обществ и один государственный трест "Арктикуголь"; три акционерных общества специализировались на обогащении угля В строительстве действовали 6 акционерных обществ, в машиностроении - 21 завод угольного машиностроения .
Принципы формирования системы управления угольной промышленности России при реструктуризации отрасли основываются на следующих основных положениях:
- соответствие состоянию производственной базы угледобывающих и других предприятий отрасли, их мощности и применяемой технологии, а также территориальному расположению, - устранение имеющихся крупных недостатков действующей системы управления, - учет социально-экономических направлений, заложенных в программы реструктуризации отрасли, в целях создания благоприятных условий для реализации этого процесса, - трансформация системы управления отраслью путем дальнейшего сокращения функций государства в управлении . предприятиями при оптимальном сочетании рыночного механизма и прямого государственного управления предприятиями, где государству принадлежит преобладающая часть собственности. На основе реализации изложенных принципов формирования системы управления и организационно-структурных мероприятий в ближайшее время представляется целесообразным провести дальнейшее совершенствование структуры основного производства угольной промышленности России с целью создания примерно следующей ее производственной базы. Все региональные угледобывающие компании могут формироваться в виде холдинговых образований и других хозяйственных объединений в соответствии с действующим законодательством - Гражданским Кодексом Российской Федерации, законами об акционерных обществах, хозяйственных объединениях и другими федеральными законами, развивающими и конкретизирующими основные положения Гражданского Кодекса РФ. Как показывает опыт, принятые ранее решения в сфере приватизации государственной собственности в угольной промышленности в ряде случаев инициировали негативные тенденции к разрушению межхозяйственных связей между предприятиями, ранее скооперированными в единый производственно-экономический комплекс по производству угольной продукции. Вместе с тем, основное производство российской угольной промышленности исторически формировалось и развивалось в виде территориально-производственных комплексов, в которых успешная работа шахт, разрезов и обогатительных фабрик обеспечивалась развитой производственной и социальной инфраструктурой, включающей в своем составе строительные, ремонтные, транспортные и другие предприятия Наиболее эффективно работали, как правило, крупные производственные объединения.
Актуальность формирования относительно крупных акционерных угледобывающих компаний в условиях рыночных отношений и реструктуризации отрасли сохраняется В нестабильной экономической ситуации и конкурентной борьбе интегрированные компании и акционерные общества имеют больше шансов выжить и обеспечить рабочими местами трудящихся в угольной отрасли. В связи с этим. как отмечалось, основной организационно-экономической структурой угледобывающего производства в ближайшей перспективе могут стать холдинговые компании. Практическая реализация прогнозируемой на перспективу структуры управления основным производством отрасли предполагает решение главных проблем: - разработку и реализацию комплекса мер по адаптации работы отрасли в целом и отдельных угледобывающих регионов к рыночной экономике (особого внимания заслуживают Кизеловский и Подмосковный бассейны с затухающей в них угледобычей и некоторые другие угольные регионы);
- четкое определение позиций по управлению государственной собственностью, которая составляет в настоящее время значительную часть в имуществе акционерных обществ на основе Указа Президента страны от 9 февраля 1996 г. "О мерах по дальнейшему совершенствованию структуры угольной промышленности Российской Федерации";
- формирование новых функций управления, которые возложены этим Указом Президента на компанию "Росуголь". Целесообразно, чтобы компания "Росуголь" в развитие существующих и с утверждением новых задач управления осуществляла следующие функции:
- развитие сложившихся производственно-технологических связей в области добычи, переработки и сбыта угольной продукции при рациональном сочетании федеральных и региональных интересов;
- координация и регулирование деятельности акционерных обществ угольной промышленности в соответствии с полномочиями, вытекающими из названного Указа Президента РФ и договора с Правительством РФ в части управления пакетами акций, закрепленными в федеральной собственности;
- организация процесса создания крупных хозяйствующих субъектов на рынке угля в виде вертикально интегрированных компаний, объединяющих процессы освоения месторождений, добычи, переработки и сбыта угля и способных консолидировать финансовые, материальные и технические ресурсы для обеспечения устойчивой производственно-хозяйственной деятельности в рыночных условиях; - обоснование размеров и контроль за использованием средств государственной поддержки отрасли, дальнейшее совершенствование их структуры; - координация особенно включая диверсификацию производства, санацию и закрытие предприятий;
- обеспечение проведения политики социальной защиты работников угольной промышленности и создание безопасных условий труда; - разработка и реализация мероприятий по демонополизации отрасли, созданию конкурентной среды, последовательное формирование рыночной инфраструктуры; - координация и финансирование отраслевых научных исследований и проектно-конструкторских работ; - осуществление деятельности в статусе субъекта рынка ценных бумаг, имеющего право на продажу федерального пакета акций приватизируемых предприятий; - разработка законопроектов и нормативных актов, обеспечивающих эффективную работу предприятий отрасли.
Деятельность Министерства топлива и энергетики Российской Федерации целесообразно сосредоточить на задачах, которые должны быть только его прерогативой и не могут решаться на более низких уровнях управления, включая открытое акционерное общество "Российская угольная компания" (Росуголь"). Естественно, что работа Минтопэнерго России и ОАО "Росуголь" должна строиться на условиях четкого разграничения полномочий. Весьма эффективной представляется практика заключения трехстороннего долгосрочного (не менее 3 лет) генерального договора между Правительством России, компанией "Росуголь" и профсоюзами, в котором, в том числе должны закрепляться и ежегодно уточняться обязательства Правительства по лимитированной государственной поддержке угольной промышленности, с одной стороны, ответственность компании "Росуголь" за конкретные результаты использования этих средств, с другой стороны, а также обязательства профсоюзов по поддержке структурных преобразований отрасли. Организация управления отраслевой инфраструктурой.
Эффективная трансформация управления основного производства (добычи и переработки угля) предполагает адекватное развитие всей отраслевой инфраструктуры. Последняя представляет собой подотрасли строительного производства, угольного машиностроения и другие, включая рыночную инфраструктуру. В настоящее время производственную структуру угольного машиностроения составляют оставшиеся на территории России заводы бывшего Минуглепрома СССР, заводы военного комплекса, перешедшие по конверсии на выпуск оборудования для угольной промышленности, предприятия других отраслей, перепрофилирующие по собственной инициативе свои производства в рыночных условиях, научно-исследовательские, проектно-конструкторские и технологические институты, организации фирменного технического обслуживания оборудования. Производственная база российского угольного машиностроения в целом содержит все основные компоненты производственной инфраструктуры развитых промышленных систем, обеспечивающей реализацию полного цикла: наука - конструирование - производство внедрение (техническое обслуживание). При этом точное количество предприятий и организаций, составляющих производственную базу угольного машиностроения, а также их характеристики, в условиях рыночных отношений не имеют такого значения, как плановых системах. При переходе к рынку производственная база в значительной степени формируется под действием законов рыночной самоорганизации, учитывающих целый ряд воздействующих факторов, таких, как складывающаяся конъюнктура, перспективы долгосрочного развития, источники и возможности инвестирования и др. Рыночные механизмы, хотя и отличаются достаточно высокой надежностью, тем не менее требуют значительного времени, в течение которого реализуются процессы самоорганизации. Сокращение этого времени и повышение эффективности осуществляемых в переходный период преобразований может быть достигнуто в результате обоснованной и целенаправленной деятельности государственных органов, занимающихся формированием приемлемой для рыночных условий инфраструктуры собственно угольного машиностроения. Необходимые в этом случае воздействия заключаются в управлении не конкретными предприятиями, а основными параметрами системы, к числу которых относятся производственные мощности, уровень концентрации, специализации и кооперации производства, степень его монополизации и конкуренции.
Рыночные структуры, имеющие в сравнении с плановыми заведомо более низкий уровень монополизации и концентрации производства, в условиях острой конкуренции вынуждены содержать производственные мощности, значительно превышающие потребности. Это нерациональное, на первый взгляд, содержание излишних мощностей позволяет существенно повысить надежность производственной системы, которая достигается за счет дублирования производства независимыми и конкурирующими предприятиями, а также возможностью увеличения выпуска продукции в случае необходимости до требуемого уровня. Дальнейшее увеличение числа конкурирующих предприятий и соответствующий рост производственных мощностей может оказаться невыгодным, поскольку усугубление нерационального использования имеющихся ресурсов не может быть компенсировано повышением надежности .
Таким образом, в рыночной экономике существует объективно необходимая пропорция между потребителями, производственными мощностями, уровнем концентрации и специализации производства, конкуренцией, надежностью и другими показателями, не остающаяся постоянной и изменяющаяся в процессе развития системы. Эти показатели, по своей природе трудно формализуемые, устанавливаются в процессе длительного эволюционного развития рыночных систем. Изложенные закономерности наиболее полно проявляются в сферах производства материалов, машин и оборудования, к которой и относится угольное машиностроение. Применительно к организации здесь системы управления, наиболее эффективной в рыночных условиях, большое значение имеет также решение вопросов о степени дезинтеграции и деконцентрации, которые можно допустить при переходе к рыночной экономике. Проведенный в этой связи анализ состояния производственной базы угольного машиностроения, уровня его интеграции, концентрации и специализации, наличия производственных мощностей и др. показывает, что оставшиеся в России машиностроительные заводы отрасли располагают мощностями адекватными потребности в необходимом для отрасли горно-шахтном оборудовании. Однако этих мощностей недостаточно для обеспечения необходимой конкуренции, снижения монополизма и повышения надежности функционирования системы в рыночных условиях, когда необходимо выпускать исключительно надежное конкурентоспособное оборудование. Поэтому целесообразно привлечение в угольное машиностроение новых мощностей - конверсионных заводов, а также предприятий других отраслей, по тем или иным причинам имеющим возможность перехода на выпуск горно-шахтного оборудования, по номенклатуре и качеству необходимого для успешной реструктуризации угольной промышленности.
С учетом изложенного, для угольного машиностроения возможны два основных варианта организации управления при переходе к рыночным условиям Первый - это дезинтеграция сложившейся структуры до уровня отдельных независимых и конкурирующих между собой акционерных обществ, каждое из которых самостоятельно реализует весь цикл наука - производство - внедрение (техническое обслуживание). Второй сохранение достигнутого уровня интеграции производства и образование на этой базе одной-двух компаний холдингового типа. Второе направление по своему техническому и организационному уровню является, по существу, тем пределом, к которому в процессе своего развития стремятся децентрализованные структуры в рыночных условиях. Этот вариант позволяет, в основном, сохранить централизованными научно-исследовательские, проектно-конструкторские и технологические подразделения, а также - структуру технического обслуживания В целом, с производственно-технологических позиций целесообразен достигнутый, хотя и частично утраченный к настоящему времени, уровень интеграции машиностроительного производства оборудования для угольной промышленности В перспективной схеме управления отрасли целесообразно поэтому ориентироваться на первоначальное создание холдинговой компании по производству оборудования для очистных работ, включающей соответствующие заводы угольного машиностроения и институты. Остальные заводы на данном и ближайшем этапах реструктуризации могут выступать в качестве самостоятельных акционерных обществ.
В угольной отрасли шахтостроительные комбинаты "Мосбассшахгострой", "Печоршахгост-рой", "Ростовшахгострой" и "Якутуглестрой" преобразованы в акционерные общества. Шахтостроительные же тресты, ранее добровольно входившие в объединение (концерн) "Куэбассшахтострой", преобразованы в самостоятельные АО, которые затем на основе консолидации (добровольного объединения) вошли в состав АО "Концерн "Кузбассшах-тострой". Трест "Кузбассшахтосроймонтаж", ранее входивший в объединение "Кузбасс-шахтострой", после акционирования остался самостоятельным акционерным обществом. Комбинат "КАТЭКуглестрой" преобразовался в АО "КАТЭКуглестрой" и впоследствии добровольно вошел в состав АО "ПО Красно-ярскуголь" Строительно-монтажные тресты, входившие в состав производственных объединений по добыче угля, при преобразовании последних в АО также были акционированы и в соответствии с действующим законодательством вошли в состав головных АО как дочерние акционерные общества. Эти изменения в формах собственности предприятий и организаций шахтостроительного комплекса угольной отрасли вызывают необходимость применения соответствующих рыночных форм управления и шахтостроительным производством, хотя в начальный период формирования рыночных отношений прежние функциональные службы подрядных организаций и вышестоящих звеньев управления капитальным строительством, в целом, справлялись с задачами рыночного обслуживания. Тем не менее, по мере развития рыночных отношений возникает необходимость в создании новых и трансформировании применительно к требованиям рынка прежних элементов инфраструктуры, обеспечивающих нормальное функционирование инвестиционного комплекса в рыночных условиях. Главное здесь - создание подлинной конкурентной среды. Наряду с радикальными изменениями форм собственности и структур управления строительным производством, переход к рыночным отношениям требует разработки новых концепций сбыта строительной продукции, соответствующей информационной базы показателей, отражающих деятельность подрядных организаций и обеспечивающих их устойчивое функционирование в условиях конкуренции.
Целесообразная организация управления научно-техническим потенциалом отрасли во многом определяется тем, что в 1993-1994 гг. , согласно распоряжению Госкомимущества РФ "О порядке преобразования в акционерные общества научно-исследовательских, проектно-конструкторских и проектных институтов угольной промышленности", отраслевые институты отрасли преобразованы в акционерные общества открытого типа с закреплением в федеральной собственности пакетов акций сроком до 3 лет. В государственной собственности еще сохраняются 4 института (ИГД им. АА Скочинского, ВНИМИ, ВостНИИ, РосНИИГД). предложения по двум институтам (ЦНИЭИуголь, Центрогипрошахг) о сохранении за ними статуса государственного предприятия находятся в стадии рассмотрения.
К намечаемой реструктуризации НИОКР здесь уместно лишь добавить, что в области структурной перестройки отраслевой науки возможны варианты: - создание Федерального научного центра угольной промышленности, в который вошли бы все институты отрасли. При этом в качестве организационной базы может стать функционирующая в настоящее время Научно-техническая горная ассоциация ; - объединение нескольких институтов, расположенных в одном регионе или выполняющих работы по одному или близким направлениям, в одну акционерную научно-производственную фирму; - образование в системе Минтопэнерго РФ на базе экономических институтов единого Федерального экономического центра топливно-энергетического комплекса России;
- комбинация этих и других вариантов. Все вышеизложенное, включая рассмотренную ранее рыночную инфраструктуру отрасли, конечно, с различной степенью детализации, учтено в совершенствуемой общей схеме управления угольной промышленности, адаптируемой к рыночным условиям хозяйствования. ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
В целом, в будущем столетии российский уголь несмотря на сегодняшнее противоречивое отношение к нему сможет иметь решающее значение для энергетики и других базовых отраслей экономики страны (коксохимия металлургия и др) с развитием производственного потенциала угольной отрасли до уровня порядка 500 млн. т. в год.
В заключении необходимо отметить, что для дальнейшего расширения использования угля в энергетике следует исходить из следующих объективных условии: 1. Изменение уровней электро- и теплопотребления страны на дальнюю перспективу. Предварительно выполненные расчеты показывают что во втором десятилетии будущего века будет происходить заметный рост энергопотребления и суммарное производство электроэнергии к 2020 г может увеличиться примерно на 30-35% по сравнению с 2010 г Около половины этого прироста электропотребления должно быть покрыто за счет производства электроэнергии на угольных ТЭС и общий объем угля расходуемого на эти цели должен возрасти на 80-90 млнт С учетом дополнительного расхода угля на производство тепла его прирост за 2010-2020 годы может составить не менее 100-120 млнт а общий используемый в электроэнергетике объем угольного топлива к 2020 г-не менее 200-220 млнт
2. Завершение разработок по новым технологиям для угольных ТЭС и своевременное их освоение. Основа на стадии проектных проработок для таких новых, экологически чистых технологий подготовлена Важно, чтобы отечественная машиностроительная база смогла освоить необходимое для таких технологий оборудование (самостоятельно или же совместно с зарубежными фирмами) Время измеряемое десятью годами, оценивается как вполне достаточное, чтобы после 2010 г наиболее перспективные из возможных экологически чистых технологий стали внедряться на новых и реконструируемых угольных ТЭС
3. Сбалансированная политика в области ценообразования на топливно-энергетические ресурсы. Важно чтобы цены на ТЭР изменялись бы "взаимосвязанно", открывая области применения для каждого из них но при этом цены и качество топливно-энергетических ресурсов должны быть органически увязаны между собою.
При выполнении отмеченных условии очевидно что уже за 2010 г будет усиливаться тенденция по увеличению доли угля в топливном балансе электростанции России - с 26-30% в 2010 г она может вырасти до 35%, а возможно и до 40% . Перспективы развития рынка ценных бумаг российских компаний нефтегазовой отрасли Вступление Общие сведения по нефте- и газодобыче в России Резервы углеводородного сырья Экономическая характеристика нефтегазодобывающей отрасли Среднесрочные перспективы развития Перспективы развития рынка акций нефтяных компаний Выводы Александр ЛАДАНОВ, старший экономист, ДиалогБанк
1997 год был рекордным по темпам роста котировок на отечественные фондовые активы. Практически в течение всего года наблюдался ценовой рост корпоративных ценных бумаг предприятий промышленности, связи и транспорта. Несмотря на осенний фондовый кризис, в результате которого российские акции потеряли в среднем около 40% своей стоимости, а значительная часть денежных средств иностранных инвесторов была переведена в другие активы, российские ценные бумаги не потеряли своей привлекательности. В настоящее время у основных операторов рынка корпоративных акций нет особых сомнений относительно того, что в долгосрочной перспективе этот рост продолжится. Единственное, в чем они расходятся, - это в прогнозах относительно сроков начала данного подъема: во втором, в третьем, в четвертом квартале или же вообще в следующем 1999 году. Естественно, что данные предположения основываются, в первую очередь, на оптимистичных прогнозах роста мировой экономики и таковой же оценке развития России в ближайшие несколько лет.
Наибольший рост на российском фондовом рынке в 1997 г. наблюдался по акциям нефтяных компаний. Их капитализация выросла почти на 150% (при среднем по рынку значении 98%), что, на наш взгляд, фактически устранило их недооцененность на внутреннем рынке, сложившуюся в результате проведения начального этапа приватизации в период 1993-1994 гг. На протяжении последних нескольких лет акции компаний этого сектора пользовались наибольшей популярностью среди иностранных инвесторов. По ним проводились значительные объемы сделок, что существенно увеличило ликвидность соответствующего рыночного сегмента. До настоящего времени данные бумаги составляют существенную долю в портфельных инвестициях иностранных фондов. Поэтому сегодня важно ответить на вопрос: исчерпан потенциал ценового роста этих акций или же нет?
Перспективы роста курсовой стоимости этих акций напрямую будут зависеть в основном от состояния нефтянойотрасли, перспектив ее развития, спроса на энергоносители со стороны остальных отраслейнародного хозяйства и на международных рынках. Как и раньше, ведущую роль в развитии нефтегазовой промышленности России по-прежнему будет играть добывающий сектор, так как именно его структура и экономическая эффективность предопределяют перспективы всего топливно-энергетического комплекса. Общие сведения по нефте- и газодобыче в России
Нефтегазодобывающая промышленность занимает ведущие позиции в экономике России. В 1996 г. на ее долю приходилось около 14% объема всего промышленного производства и, по предварительным оценкам, это значение для 1997 г. останется на том же уровне. Доля выручки от продаж нефти и газа за пределы СНГ в общем объеме всех валютных поступлений от экспорта составляет на протяжении последних нескольких лет около 30%. То есть Россия по-прежнему, как и в середине 70-х и 80-х годах, остается достаточно крупным экспортером сырья. Как и ранее, экономика страны чувствительна к размерам валютной выручки, получаемой нефтяными компаниями от продаж своей продукции на внешнем рынке, и достаточно резко реагирует на возможные изменения мировых цен на энергоносители. За последние тридцать лет у нефтегазодобывающей отраслив России были как подъемы, так и падения. Пик производительности был здесь достигнут в период 1988-1991 гг. На протяжении всех 80-х годов за счет экспорта нефти и газа осуществлялась поддержка низкоэффективныхотраслейсоциалистической экономики, а также проводилось финансирование предприятий военно-промышленного комплекса.
Основные производственные показатели нефте- и газодобычи в России 1990 г. 1991 г. 1992 г. 1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. Нефть и газовый конденсат, млн. т 516 462 399 354 318 307 301 306 Газ естественный, млрд. куб. м 641 643 641 618 607 595 601 571 Экспорт нефти, млн. т 220 174 138 123 130 122 126 127 Экспорт газа, млрд. куб. м 249 247 194 174 184 192 193 201 Источник: Госкомстат РФ
Исторически основные объемы добычи нефти в СССР обеспечивались за счет разработки азербайджанских месторождений в районе Каспия, где еще в начале нашего века извлекалось свыше 50% объема мировой добычи этого сырья. В 1941 г. , во время пика своей производительности, эти месторождения обеспечивали почти 70% всей нефтедобычи в стране. В период 1930-1950 гг. была осуществлена разведка Волго-Уральского региона, где в это же время начинают разрабатываться крупнейшие нефтяные месторождения Ромашкинское и Арлан. Перенос основного объема нефтедобычи в новый географический район был вызван в первую очередь тем, что береговые месторождения Каспия стали постепенно истощаться, а для разработки шельфа отсутствовала необходимая технология. Максимальная производительность в новом Уральско-Поволжском регионе была достигнута в 1975 г. , когда годовая добыча на местных месторождениях превысила 200 млн. т. Далее, с начала 70-х годов принимается решение разрабатывать крупнейшие месторождения Западной Сибири - Самотлор, Федоровское, Мамонтовское. Экстенсивная добыча на этих полях должна была компенсировать наметившийся спад в Поволжье. Пик добычи нефти - 570 млн. т - был достигнут в данном районе в 1988 г. , после чего начался длительный спад, объективно обусловленный естественным истощением наиболее крупных месторождений, низким уровнем инвестиций, а также использованием ограниченного круга технологий по активизации нефтеотдачи пластов.
На тот период основной объем нефтедобычи осуществлялся за счет небольшого количества крупных месторождений, поэтому спад на них привел к быстрому падению общих объемов нефтедобычи, к глубокому кризисуотрасли. Добыча нефти в Тюменской области, основном нефтедобывающемрегионе России, упала более чем на 50% от предкризисного уровня. Только добыча на гигантском месторождении Самотлор (3. 4 млрд. т первоначально извлекаемых запасов) за период спада снизилась почти на 70 млн. т нефти в год, что составило в свою очередь около 30% от общего падения добычи. В 1991 г. этот спад усилился разрывом производственно-хозяйственных связей между республиками СССР, получившими к тому моменту независимость.
Реально объемы добычи нефти в России стабилизировались лишь в 1996-1997 гг. на уровне 300 млн. т и, по имеющимся прогнозам, они сохранятся вплоть до 2000 г. В настоящее время регион Западной Сибири обеспечивает около 70% всей нефтедобычи в стране, Волжско-Уральский регион - приблизительно 20%, остальная нефть добывается в Заполярье, на северном участке Западно-Сибирского бассейна. Добыча газа на широкомасштабной промышленной основе начала разворачиваться в стране лишь со второй половины 40-х годов. Практически до 1965 г. она велась главным образом в европейской части России. В конце 60-х годов основная часть газа стала поступать уже с Оренбургского месторождения, а с 1978 г. начал добываться газ и на гигантском Уренгойском месторождении (запасы АВС1 здесь составляют около 9 трлн. куб. м). В настоящее время 80% добываемого в России газа поступает с трех месторождений - Уренгойского, Ямбургского и Оренбургского, при этом все разрабатываемые месторождения газа, за исключением Ямбургского, находятся в фазе падающей добычи, в связи с чем планируется начать разработку новых полей на Ямале и в других регионах России, имеющих перспективные месторождения.
Первоначально работавшая на внутреннее потребление, нефтегазодобывающая промышленность России в 80-х годах была фактически переориентирована на экспорт. На сегодня такая ориентация продолжает сохраняться. Так, внутреннее потребление нефти в 1996 г. находилось на уровне 127 млн. т, а остальные количества предназначались на экспорт либо в виде исходного сырья, либо в виде нефтепродуктов, т. е. почти 60% добываемого сырья в том или ином виде вывозилось из страны. Приблизительно такая же пропорция сохранилась и в 1997 г. Доля экспорта газа стабилизировалась в диапазоне 30-35% от общего объема добычи. Особое значение в развитии газовойотраслив середине 80-х годов сыграл контракт с европейскими странами на организацию экспортных поставок природного газа в обмен на импорт труб, в результате чего был построен крупнейший в мире газопровод Уренгой-Помары-Ужгород, который впоследствии и обеспечил поставку за рубеж основных объемов природного газа. С тех пор Россия стала самым крупным экспортером газа в мире. С момента начала проведения реформ в российской экономике существенно изменился состав предприятий, занимающихся нефтегазодобычей. Если до 1992 г. этаотрасльбыла монополизирована государством, то в настоящее время в результате проведенных в течение последних трех-пяти лет мероприятий по приватизации доля государственной собственности в сырьевом комплексе существенно снизилась. В настоящее время в сфере добычи, переработки, сбыта нефти и нефтепродуктов заняты 14 вертикально-интегрированных нефтяных компаний - ВИНК (включая РАО "Газпром") и значительное количество мелких региональных предприятий. Основные показатели производственной деятельности ВИНК в 1997 г. Добыча нефти и газового конденсата, млн. т* Добыча природного газа, млрд. куб. м Газпром 9. 05 540. 0 ЛУКойл 53. 40 2. 78 ЮКОС 35. 60 1. 29 Сургутнефтегаз 33. 91 10. 05 Татнефть 24. 54 0. 76 ТНК 21. 04 2. 01 СИДАНКО 20. 25 2. 08 Сибнефть 18. 17 1. 58 Башнефть 15. 36 0. 46 Роснефть 13. 45 5. 24 Славнефть 12. 30 0. 75 ВНК 11. 18 0. 32 ОНАКО 7. 93 1. 76 КомиТЕК 3. 59 0. 33 Итого по ВИНК: 255. 36 569. 41 Совместные предприятия 17. 82 Независимые производители 5. 7
* - Объемы представлены на основе данных "Транснефти", куда не включена перевозка сырья другим транспортом Источник: Russian Petroleum Investor, "Транснефть", AK&M
Доля добычи нефти вертикально-интегрированными компаниями составила в 1997 г. около 80% от общероссийской добычи. Следует отметить, что за последние несколько лет вырос вес в общем объеме добываемого сырья независимых производителей и совместных предприятий - с 3% в 1994 г. до 8% в 1997 г. Это достаточно высокий показатель, свидетельствующий о том, что небольшие по своим размерам предприятия имеют весьма значительный потенциал роста добычи. Это обусловлено в первую очередь тем, что они, как правило, пользуются передовыми технологиями вторичной и третичной активизации отдачи пластов, что существенно повышает производительность их деятельности. Еще одной особенностью этих предприятий является то, что они в основном разрабатывают маргинальные месторождения, которые не привлекли внимания крупных компаний в силу низкой экономической эффективности добычи на этих месторождениях традиционными технологиями.
В настоящее время из-за отсутствия детальной статистики относительно применения передовых технологий в сфере нефтедобычи, в частности о стимулировании нефтеотдачи пластов, сложно оценить масштабы подобной деятельности, однако известно, что основные объемы сырья извлекаются независимыми производителями или СП именно с использованием этих технологий. Конечно же, этот показатель по всей российскойнефтедобывающей отраслисущественно ниже, чем, например, в США, где с использованием таких технологий добывается более 60% всей нефти; но тем не менее значительный рост активности малых компаний в данной сфере свидетельствует о том, что в будущем они смогут занять существенную часть рынка за счет оптимального сочетания в своей деятельности новейших технологических и управленческих факторов, обеспечивающих высокую производительность нефтедобычи.
Как показала мировая практика, количество мелких компаний увеличивается в период благоприятной рыночной конъюнктуры, когда наблюдается рост мировых цен на нефть, и сокращается, когда происходит падение последних. Несмотря на небольшие размеры, роль таких предприятий в развитии передовых технологий нефтегазодобычи в дальнейшем будет возрастать. Достаточно сказать, что прирост добычи сырой нефти в России в 1997 г. на фоне некоторого снижения производства сырья ВИНК был обеспечен за счет роста производительности именно у этих предприятий. Резервы углеводородного сырья
Относительно реальной величины российских углеводородных запасов существуют различные оценки. Часто это различие вызвано несоответствием отечественной классификации залежей полезных ископаемых западным стандартам. Российская классификация включает в себя несколько типов резервов сырья, при этом для оценки производственного потенциала предприятий нефтегазодобычи чаще всего учитываются запасы категорий А, В, С1, реже - С2.
К резервам категории А относятся запасы нефти и газа, промышленная разработка которых уже ведется, а задействованные месторождения уже имеют необходимую инфраструктуру. Допустимая погрешность в оценке запасов этой категории составляет 5-7% от их объема. Резервы, которые еще не разрабатываются или разработка которых находится в начальной стадии; далее, эксплуатационная сеть данных месторождений либо находится в завершающей стадии, либо уже достроена; на соответствующих месторождениях было проведено оценочное бурение - относятся к категории В. Допустимая погрешность при определении размеров этой категории запасов, как правило, не превышает 15%. Категория С1 включает в себя резервы, которые либо находятся в стадии разведки, либо по которым была осуществлена разведка и проведена их частичная оценка; на них уже имеется сеть разведочных скважин. Допустимая погрешность в оценке этих резервов не должна, как правило, превышать 25%. По резервам категории С2 проведение разведочных работ только планируется; они располагаются, в основном, на периферии уже разведанных месторождений. Реальная погрешность по ним может достигать 50%. Западная методика классификации запасов основана на другом принципе. В ее основе лежит деление запасов на категории, которые могут извлекаться с различной степенью вероятности: доказанные, вероятные и возможные. Доказанные резервы - это то количество углеводородного сырья, которое, по мнению квалифицированных специалистов, может быть уверенно извлечено на дату оценки с использованием имеющегося технического оборудования и при складывающихся экономических условиях. Вероятные запасы - это те, которые на основании имеющейся геологической информации могут быть извлечены с достаточно высокой степенью вероятности. Возможные запасы - это те резервы, которые в принципе могут быть извлечены, однако с меньшей вероятностью, чем вероятные резервы. Как показала практика, при проведении аудита западными фирмами практически всегда в доказанные запасы включаются резервы, относящиеся по отечественной классификации к типам А и В, а также от 30 до 70%, в зависимости от конкретных условий запасов, - типа С1. Следует отметить, что различные фирмы, проводящие аудит запасов, по-разному оценивают возможность включения доли запасов С1 в категорию доказанных. В том случае, если в доказанные запасы включается небольшая часть запасов С1 - около 30% или менее, то такая оценка считается консервативной. Если эта величина все же ближе к 70%, то это уже оптимистичная оценка.
Отечественные специалисты полагают, что извлекаемые запасы категории АВС1 достигают в России приблизительно 20 млрд. т, по западным же консервативным оценкам доказанные запасы составляют около 7 млрд. т (British Petroleum). По другим, более оптимистичным оценкам (US Energy Information Administration), доказанные запасы по западной классификации достигают в России 11 млрд. т. Считается, что более 70% резервов российских извлекаемых запасов находится в Западной Сибири, приблизительно 10% - в Тимано-Печорском бассейне, а оставшаяся часть - на шельфе о. Сахалин и в Баренцевом море.
По имеющимся отечественным данным, которые в целом подтверждаются западными экспертами, доказанные запасы природного газа составляют в РФ 50 трлн. куб. м, а вероятные и возможные запасы - 214 трлн. куб. м (EIA). Эти гигантские по своим масштабам резервы представляют собой основной источник энергии для России и прилегающих к ней стран в ХХI веке. Принимая во внимание этот значительный объем запасов, на обозримое будущее газодобывающаяотрасль будет обеспечена необходимыми объемами сырья. Дальнейшее расширение российских резервов углеводородного сырья в ближайшей перспективе будет напрямую связано с геологическим изучением российского шельфа. Сейсмическая разведка шельфа, которая осуществлена на сегодняшний день, практически на два порядка ниже по плотности, чем на шельфе таких стран, как Нигерия, Мексика, Канада и др. , что обусловлено в первую очередь необходимостью изучения значительных по своим размерам площадей. Тем не менее на исследованной территории уже выявлено более 400 локальных структур, на 84 из которых, на общей площади в 25 тыс. кв. м, планируется проведение глубокого разведочного бурения. В настоящее время готовится программа освоения углеводородных ресурсов Баренцева моря, морей Дальнего Востока. Работа по разведке шельфа в ближайшие несколько лет позволит выявить новые месторождения и определить перспективные направления их освоения.
В последнее время внимание отечественных и иностранных нефтедобывающихкомпаний привлек восточносибирский регион, в частности Красноярский край, где, по предварительным оценкам, находится около 7. 2 млрд. т первоначально извлекаемых запасов углеводородного сырья. Самой богатой по резервам данного сырья территорией в крае является Юрубченско-Тохомская зона, включающая в себя Юрубченское, Куимбинское, Восточно-Камовское и Терское месторождения. Ее нефтяные запасы пока еще окончательно не оценены, однако, основываясь на опыте разработки аналогичных месторождений в других регионах мира, эксперты иностранных компаний считают, что только эта зона способна давать в год в среднем 20-25 млн. т нефти в течение 30 лет. Другим не менее привлекательным регионом, разработка ресурсов которого позволит к 2010 г. частично компенсировать падение добычи в Северном море (к тому моменту суммарная добыча на месторождениях Северного моря перейдет в фазу падения), является Тимано-Печорская зона. Ее разработка может в среднем давать около 15-20 млн. т в год.
Основные показатели добычи нефти наиболее крупными странами-производителями в 1996 г. Производство нефти, млн. т Потенциальный экспорт*, млн. т Срок жизни резервов (R/P)**, лет Саудовская Аравия 428 +357 83. 4 США 383 -450 9. 7 Россия 301 +173 22-36*** Иран 184 +127 69. 1 Мексика 164 +90 42. 7 Китай 158 -15 20. 7 Норвегия 156 +145 9. 3 Великобритания 130 +46 4. 6 Объединенные Арабские Эмираты 117 +100 107. 7
* - Потенциальный экспорт = добыча - потребление ("+" - страна-чистый потенциальный экспортер/"-" - страна- чистый потенциальный импортер) ** - Отношение доказанных резервов к объемам текущей годовой добычи *** - Крайние значения диапазона вычислены на основе консервативной и оптимистичной оценок размеров резервов Источник: British Petroleum
Важными показателями, используемыми при экономической оценке районов залегания полезных ископаемых, являются их срок жизни и возобновляемость. Подсроком жизни запасов углеводородного сырья подразумевается количество лет, в течение которых данное месторождение или группа месторождений могут быть исчерпаны при условии сохранения существующих объемов добычи. Возобновляемость запасов - отношение вновь разведанных запасов к объемам добычи. С точки зрения сроков жизни запасов углеводородного сырья Россия занимает 5-е место среди крупнейших стран-производителей сырой нефти и 1-е место среди производителей природного газа. В целом такой показатель является неплохим и соответствует уровню, свойственному странам-экспортерам энергоресурсов.
Иная ситуация складывается с приростом разведанных запасов. На протяжении последних десяти лет доказанные суммарные запасы России и стран СНГ практически не росли. К сожалению, имеющаяся на сегодня статистика, отражающая рост разведанных запасов по России, в открытой печати отсутствует. Для того чтобы изучить тенденции в этой сфере, мы воспользовались данными, предлагаемыми British Petroleum. Рост мировых запасов нефти 1976 г. 1986 г. 1996 г. Мировые запасы, млрд. т 83 97 140 Запасы стран-членов ОПЕК, млрд. т 54 65 108 Запасы стран СНГ, млрд. т 11 8 9 Источник: British Petroleum
Произведенные нами на основании этих данных оценки показывают, что мировые доказанные резервы за последние двадцать лет росли в среднем со скоростью 2. 7% в год, аналогичный показатель для стран-членов ОПЕК составил 3. 7%. Сравнение мировых доказанных резервов с объемами мировой добычи показывает, что в среднем мировая добыча нефти компенсировалась соответствующими приростами доказанных резервов, для стран ОПЕК этот рост в среднем превышал добычу в 2-2. 5 раза. Россия же вместе с бывшими республиками СССР за последнее десятилетие испытала падение как добычи нефти, так и прироста резервов. Это свидетельствует о том, что кризис в стране испытывает не только добывающаяотрасль, но и геологоразведка. В настоящее время в России отрасльгеологоразведки включает несколько десятков мелких компаний, занимающихся поиском и подготовкой к добыче месторождений. В их распоряжении находятся существенные резервы углеводородного сырья, которое ими, как правило, не может разрабатываться самостоятельно ввиду отсутствия необходимых финансовых средств.
В отличие от добывающих предприятий, реализующих на рынке высоколиквидную продукцию, геологические компании выходят на рынок лишь с результатами своих разведочных работ, которые могут заинтересовать конкретных покупателей, иногда по истечении нескольких лет. Поэтому данная сфера деятельности традиционно финансировалась за счет бюджетных средств. Начиная же с 1990 г. государственное финансирование геологоразведочных работ постоянно сокращалось, а с 1995 г. оно фактически было приостановлено. На практике это привело к процессу распада даннойотрасли, создав реальную угрозу ее исчезновения. Итогом такого подхода стало резкое падение прироста резервов углеводородного сырья. Так, по оценкам Oil and Gas Journal, в 1996 г. резервы по России были увеличены лишь на 193 млн. т нефти и 180 млрд. куб. м газа, т. е. на 64% добытой в этом году нефти и на 30% газа. Эта пропорция, по мнению экспертов журнала, сохранилась и в 1997 г. В настоящее время геологоразведка практически отдана на откуп ВИНК. Это создает как определенные преимущества, так и сложности. С разрешения Минтопэнерго РФ компании могут осуществлять разведку за счет средств, которые они ранее платили в виде налога на восстановление ресурсной базы. Это в определенной степени явилось привлекательным стимулом для активизации разведочных работ, однако, как показала практика, компании обычно заинтересованы в первую очередь в доразведке сопутствующих месторождений, находящихся в зоне их непосредственных производственных интересов. Проведение разведочных работ на перспективу - на отдаленных месторождениях в районах со слаборазвитой инфраструктурой - их не привлекает, так как права на разработку новых месторождений для компаний экономически целесообразно приобретать на тендерах, на которые выставляются уже подготовленные участки; в связи с этим в настоящее время объемы разведки перспективных районов существенно снижены. Это оказывает негативное влияние на развитие всейотрасли в долгосрочном плане. Экономическая характеристика нефтегазодобывающей отрасли
Основной особенностью добычи нефти и газа в России является разработка месторождений на больших площадях в регионах, где слабо развита транспортная и энергетическая инфраструктура. Если рассмотреть Западно-Сибирский бассейн, то основные доказанные запасы на сегодня залегают здесь в месторождениях, средний размер которых колеблется в диапазоне 10-30 млн. т нефти; при этом все большее количество подобных запасов становятся трудноизвлекаемыми. Промышленная разработка таких мелких полей зачастую экономически невыгодна из-за высоких расходов на обустройство скважин и организацию транспортировки нефти. Так, по среднеотраслевым показателям, строительство новой вертикальной скважины обходится в 2 млн. долл. , горизонтальной - в 3-3. 5 млн. долл. , расходы на возобновление добычи на законсервированной скважине составляют в среднем 350 тыс. долл. , на строительство одного километра трубопровода - колеблются в диапазоне 1-1. 5 млн. долл. в зависимости от условий на местности. В результате среднеотраслевые затраты на добычу одной тонны нефти довольно высоки и, по нашим оценкам, в 1997 г. составляли приблизительно 57-60 долл. за тонну (около 8 долл. за баррель), а экспортная цена воспроизводства, при которой обеспечиваются минимально необходимые инвестиции и осуществляется покрытие убытков от продаж на внутреннем рынке (с учетом транспортировки), составляет в среднем около 120 долл. за одну тонну (свыше 16 долл. за баррель). Следует отметить, что средняя цена нефти на внутреннем рынке за тот же период была на 4 долл. за тонну ниже себестоимости продукции. Поэтому экспорт нефти в России выполняет не только функцию получения валютной выручки для пополнения валютных резервов, но и покрытия убыточных продаж сырой нефти на внутреннем рынке. Становится очевидным, что в условиях нестабильности цен деятельность российскихнефтедобывающих предприятий при международных ценах ниже 16 долл. за баррель нерентабельна. Понижение цен на сырую нефть, начавшееся в конце 1997 г. , оказывает дополнительное негативное воздействие на рентабельность отечественнойнефтедобывающей отрасли, приводит к необходимости консервировать скважины с низкой производительностью. Если уровень цен в диапазоне 14-16 долл. за баррель будет сохраняться еще в течение 0. 5-1 года, то предприятия, видимо, наряду с сокращением производства будут вынуждены для компенсации высокого уровня постоянных расходов постепенно поднимать внутренние цены на нефть, что будет выглядеть довольно парадоксально на фоне снижения мировых цен и может спровоцировать рост инфляции в стране.
Между тем себестоимость добычи нефти в Персидском заливе колеблется в диапазоне 1-1. 5 долл. за баррель в зависимости от размера разрабатываемого месторождения, или 7-11 долл. за тонну. Очевидно, что это дает странам-членам ОПЕК определенные преимущества в конкурентной борьбе за увеличение доли продаж нефти на мировых рынках. Они могут оказывать сильнейшее ценовое давление на производителей, чья себестоимость добычи является высокой, в первую очередь на США, Россию и Мексику. Россия защищена от такого давления в меньшей степени, чем другие страны. Это связано, в первую очередь, с тем, что российские нефтяные компании в основном сориентированы на разработку внутренних месторождений, с высокой степенью выработанности, в то время как крупные зарубежные компании стран, являющихся чистыми импортерами этого сырья, последовательно осуществляют международную диверсификацию своих запасов с целью повышения их качества. Они принимают активное участие в разработке месторождений на шельфе Каспия, в Нигерии, Алжире, Казахстане и других странах, которые предлагают разрабатывать свои месторождения на условиях раздела продукции или создают благоприятный налоговый климат.
В целом себестоимость одного барреля нефти, включающая в себя производственные издержки, для транснациональных компаний составляет около 4-5 долл. У отечественных компаний такая себестоимость достигается лишь на вновь вводимых в производство скважинах, чей дебет в среднем в два раза больше, чем на действующих старых.
Низкая эффективность отечественной нефтедобывающей отрасли обусловлена, на наш взгляд, несколькими основными причинами. Во-первых, это связано с небольшим размером вертикально-интегрированных компаний, которые не могут из-за нехватки свободных средств самостоятельно разрабатывать новые перспективные месторождения и, соответственно, диверсифицировать свои запасы с целью понижения себестоимости. В результате они вынуждены искать западных инвесторов для совместной разработки перспективных полей или же продолжать разработку старых месторождений, находящихся, как правило, в стадии падающей добычи. Во-вторых, существенным тормозом развития нефтянойотраслив стране остается низкий уровень технической вооруженности ВИНК. Из-за отсутствия в их распоряжении передовых современных технологий они не смогут в ближайшем будущем приступить самостоятельно к освоению месторождений шельфа северных морей и Дальнего Востока, а также месторождений, расположенных в оффшорных зонах. Это не позволит им, далее, в ближайшие несколько лет закрепиться в одном из наиболее перспективных секторов мировой нефтедобычи. В третьих, из-за отсутствия необходимых средств на низком уровне находится использование технологий стимулирования нефтеотдачи пластов, что в свою очередь обусловливает высокую себестоимость добываемого сырья. Если такая ситуация сохранится еще в течение трех-пяти лет, то это может привести к существенному спаду производительности на разрабатываемых в настоящее время месторождениях (даже к неконтролируемому спаду добычи, если к тому времени не будут введены в разработку новые месторождения).
В отличие от экспорта нефти, экспорт газа более устойчив по отношению к неблагоприятным изменениям мировой конъюнктуры. Цена на газ на мировых рынках традиционно формируется под воздействием цен на сырую нефть или мазут, так как в большинстве случаев природный газ является альтернативным топливом на электростанциях и в системах отопления. Его цена на европейском рынке в последнее время колеблется в диапазоне 80-85 долл. за 1000 куб. м. Оценочная же стоимость добычи 1000 куб. м газа составляет приблизительно 8-9 долл. , что делает его производство менее восприимчивым к неблагоприятным изменениям международных цен.
В отличие от нефтедобычи, производство природного газа, которое в России осуществляется в основном РАО "Газпром", находится в более выгодных экономических условиях за счет, в первую очередь, разработки гигантских месторождений сырья. Фактическая концентрация добычи основных объемов природного газа у одного производителя и низкие издержки по его добыче позволяют на сегодняшний день РАО самостоятельно финансировать свои наиболее важные проекты по расширению экспортной сети газопроводов и разработке новых месторождений. С учетом планируемого многими странами увеличения доли потребления природного газа в энергетике перспективы этого сектора российского ТЭК представляются более оптимистичными, чем нефтедобычи.
Основные экономические характеристики нефтедобывающей и газовой отраслейв среднем лучше, чем по всей отечественной промышленности. Так, за январь-ноябрь 1997 г. число убыточных предприятий составило в нефтедобыче 25. 5% от общего числа предприятийотрасли, а в газовой промышленности - 39. 1%, тогда как по всей промышленности доля убыточных предприятий за аналогичный период составила 47. 6%. Финансовое состояние этих двухотраслейза вышеуказанный период характеризовалось превышением кредиторской задолженности над дебиторской. Отношение величины превышения к размерам дебиторской задолженности составило 52% для нефтедобычи и 38. 5% для газовойотрасли. Ввод новых скважин в обеих отрасляхбыл в 1997 г. на низком уровне, который не превышал числа закрытых нерентабельных скважин. Отношение количества вновь вводимых скважин к общему эксплуатационному фонду скважин для нефтедобычи и газовой промышленности составило 2. 2 и 3. 1% соответственно. Среднесрочные перспективы развития
На современном этапе нефтяная и газовая отраслиотечественной промышленности, так же как и вся российская экономика, испытывают серьезные трудности. Несмотря на кажущееся благополучие по сравнению с другимиотраслямипромышленности, в них так же остро ощущается недостаток инвестиций, без которых невозможна реализация перспективных проектов, гарантирующих их динамичное развитие в будущем.
Конкурентоспособность отечественной нефтедобычи невелика по сравнению с нефтедобывающими отраслямидругих стран - в первую очередь из-за высоких издержек производства. В этой ситуации даже незначительное падение цен на сырье способно существенно снизить эффективность деятельности отечественных компаний и, естественно, привести к потере ими значительной части сбыта на международном рынке. Наиболее реальным выходом из подобного положения может стать уменьшение налогового бремени, которое на сегодня является чрезмерным.
В настоящее время отечественные нефтедобывающиекомпании выплачивают как минимум восемь типов различных налогов: НДС, налог на имущество, налог на прибыль, дорожный налог, акцизные сборы, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, платежи за право пользования природными ресурсами (royalty), транспортные сборы - и производят отчисления в различные целевые фонды. Объем всех выплачиваемых в бюджет средств в среднем превышает 50% от цены одной тонны нефти. При этом данные налоги выплачиваются компаниями регулярно независимо от того, как меняются рыночные цены. Более того, часто компании вынуждены продавать свою продукцию на внутреннем рынке ниже себестоимости, чтобы сократить объемы налоговых платежей в бюджет, в надежде компенсировать эти убытки от продаж не внешнем рынке. Поэтому действующая система налогообложения приводит не только к изъятию средств, необходимых компаниям для осуществления инвестиций, но и способствует искажению внутренних цен.
Очевидно, что в таких ситуациях риск получения убытков нефтедобывающимикомпаниями существенно возрастает при малейшей нестабильности цен на международных рынках. По-видимому, наиболее разумным решением подобных проблем могла бы стать рациональная модификация налогообложения компаний нефтедобычи, которая, с одной стороны, оптимизировала бы налоговые платежи для устранения дисбаланса между внутренними и внешними ценами, а с другой - месторождения с трудноизвлекаемыми запасами (доля которых неуклонно возрастает) освобождались бы от всех типов налогов с оборота на добываемое на них сырье и разрабатывались на условиях раздела продукции. Только в этом случае можно надеяться на поддержание объемов добычи нефти на уже достигнутых уровнях. Потенциальные западные инвесторы* провели детальное изучение характера формирования издержек внефтедобывающей отраслиРоссии и пришли к выводу, что в условиях действующего налогового законодательства наиболее оптимальной является разработка месторождений на основании соглашений о разделе продукции (СРП). Добыча сырья в этом случае могла бы по уровню себестоимости - 3-5 долл. за баррель - удовлетворить их. Поэтому уже на протяжении нескольких лет вопрос о массированном привлечении в нефтедобычу западных капиталов тесно увязан с проблемой совершенствования российского законодательства по СРП, которое в настоящий момент, по мнению иностранных экспертов, имеет много изъянов.
Пока в сфере оптимизации налогообложения не будет предпринято реальных шагов, нефтедобывающиекомпании будут испытывать постоянный недостаток инвестиционных средств, необходимых для улучшения их ресурсной базы. В долгосрочном плане это приведет к постепенному свертыванию ВИНК добычи на территории России и к поиску ими перспективных месторождений в других регионах мира. Фактически российская нефтедобыча в современных условиях не в состоянии быть и источником средств, покрывающих постоянно растущий дефицит федерального и местных бюджетов, и, одновременно, источником значительных валютных поступлений от экспорта своей продукции. Наступил тот момент, когда правительству нужно выбирать что-то одно.
В условиях наметившейся тенденции к росту предложения нефти на международном рынке и падению цен на нее интерес к разработке новых месторождений, располагающих значительными запасами углеводородного сырья, со стороны международных нефтяных компаний несколько снизился. Поэтому привлечение западного капитала к разработке месторождений, находящихся в перспективных зонах, таких как, например, Тимано-Печорская или Юрубченско-Тохомская, может быть реально осуществлено лишь после доработки основных положений законодательства по соглашениям о разделе продукции. Это связано с тем, что западные компании хотят себя оградить от возможного налогового произвола хотя бы на время действия реализуемых проектов и, в то же время, иметь фактическую гарантию ведения производственной деятельности в условиях, благоприятных для низких издержек добычи нефти (как минимум 3-4 долл. за баррель), на период разработки месторождений.
Будущее газодобывающей отраслив силу присущих ей низких затрат на добычу сырья представляется более оптимистичным. Выплачиваемые налоги за природный газ пока еще не так обременительны, как для нефтедобычи. Наиболее серьезные проблемы в деятельности этойотраслисвязаны в первую очередь с неплатежами. Несмотря на то что за последний год количество "живых" денег в выручке основного национального производителя газа РАО "Газпром" возросло почти в 6 раз и впервые за период реформ превысило 10% от общей выручки, получаемой компанией на внутреннем рынке, остаются другие "злостные" неплательщики в лице Украины и Белоруссии. Объемы поставок газа в эти республики значительны, поэтому позитивное решение данной проблемы может существенно улучшить финансовое состояние компании.
Перспективы развития газодобывающего сектора российской экономики связаны в основном с увеличением экспорта сырья в Европу и Турцию. В этом направлении уже сделаны конкретные шаги - ведется строительство газопровода Ямал-Европа, который в 2005 г. позволит увеличить экспорт продукции РАО на 67 млрд. куб. м в год; в текущем году также начнется строительство трубопровода, прокладываемого по дну Черного моря в рамках проекта "Голубой поток", объем поставок газа по которому в 2010 г. достигнет 16 млрд. куб. м в год. Другим долгосрочным направлением развития экспорта российского газа, с которым связаны большие ожидания, станет выход на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского бассейна. Потребности этого региона в природном газе, включая Индию, будут расти в среднем на 8% в год до 2015 г. и достигнут к этому времени почти 600 млрд. куб. м. Перспективные месторождения, с которых будет поставляться газ в государства АТР, находятся в Западной Сибири, Иркутской области, Якутии и на шельфе о. Сахалин.
Вместе с тем экспорт газа в новый регион мира сопряжен с решением не только сложных экономических вопросов, но и ряда геополитических проблем. Из недавно опубликованных данных двухлетних исследований Лондонского королевского института международных отношений (Royal Institute of International Affairs, London)* следует, что строительство трубопровода (стоимость которого составляет приблизительно 2 млн. долл. за прокладываемый километр при пропускной способности 32 млрд. куб. м газа в год) через Японию, Китай, Монголию, Северную и Южную Корею ставит на повестку дня вопрос о наиболее оптимальном маршруте. Строительство газопровода должно быть осуществлено с учетом специфики сложных политико-экономических отношений в регионе, что изначально придает любым проектам по перекачке газа достаточно высокую степень риска. Проведенные опросы респондентов из числа государственных чиновников и крупных менеджеров энергетических фирм стран АТР показали, что ими негативно воспринимается прокладка газопровода через Монголию и Китай. Эти страны, по мнению большинства опрошенных, в будущем могут стать нестабильными из-за возможных политических перемен, что несет в долгосрочной перспективе повышенные риски по коммерческому использованию такого трубопровода.
Другим немаловажным аспектом экспорта газа в этот регион, также, по мнению представителей стран-потенциальных импортеров, привносящим в реализацию проекта существенную степень риска, является выбор ключевого партнера по проекту с российской стороны. Естественно, что наиболее приемлемым таким партнером можно считать РАО "Газпром", которое располагает на сегодня крупнейшими в мире запасами газа (свыше 33 трлн. куб. м природного газа). Именно разработка значительных запасов сырья РАО может гарантировать стабильные поставки по экспортным проектам, что позволит часть энергетики стран АТР в долгосрочной перспективе переориентировать на газ. Объемы добычи Россией углеводородного сырья до 2000 г. 1970 г. 1980 г. 1990 г. 2000 г. * Нефть и газовый конденсат, млн. т 285 547 516 310 Газ естественный, млрд. куб. м 83 254 641 605
Производство нефтегазового сырья в нефтяном эквиваленте, млн. т 360 776 1093 855
Изменение суммарного значения добычи углеводородного сырья к предыдущему периоду, % 116% 41% - 23% * - Прогноз
Источник: Центр макроэкономического анализа и краткосрочного прогнозирования РАН Перспективы развития рынка акций нефтяных компаний
Как мы уже отметили, ценовой рост акций нефтяных компаний, начавшийся в первой половине 1996 г. , закончился к концу 1997 г. значительным увеличением их котировок. В связи с этим у инвесторов возник вопрос: являются ли акции нефтяных компаний переоцененными или нет?
Оценка стоимости активов отечественных компаний - на сегодня один из наиболее сложных вопросов, так как из-за высокой инфляции в период с 1992 г. по 1996 г. основные фонды предприятий промышленности подверглись значительной переоценке, которая, к сожалению, не всегда отражала существующие экономические реалии. Как известно из политэкономии, понятие "стоимость" представляет собой общественную категорию, отражающую особенности взаимоотношений между производителями и потребителями конкретной продукции или услуг в специфических условиях, свойственных экономике конкретной страны. Поэтому масштаб цен устанавливается на основе сравнения стоимости конкретных товаров или услуг, близких по своим потребительским качествам, в случае необходимости производятся международные сравнения. Данное утверждение справедливо и для рынков ценных бумаг, где осуществляются вложения денежных средств в долговые обязательства или в фондовые активы. Если на рынке доминируют инвесторы, размещающие средства на длительный срок, то они будут ориентироваться, в первую очередь, на долгосрочные перспективы развития эмитента. В этом случае эффективность вложений в акции, как правило, сравнивается с альтернативными вложениями в долговые обязательства, имеющие рейтинг, аналогичный рейтингу долгов данного эмитента.
Помимо доходности долгосрочных долговых обязательств инвесторы стремятся сравнить между собой финансовые параметры различных предприятий, которые занимаются сходными видами деятельности. При этом наиболее распространенными инвестиционными параметрами для такого сравнения являются отношение капитализации рынка акций к чистой прибыли (P/E) и отношение капитализации к чистым активам компании (Р/Book Value). Принимая во внимание тот факт, что отечественный рынок ценных бумаг существует только шесть лет, необходимой оценочной статистики пока еще явно недостаточно, поэтому для сравнения можно воспользоваться имеющимися статистическими данными для фондового рынка США. На рисунках показана динамика значений P/E и P/BV для акций промышленных предприятий США с 1926 г. по 1996 г. Их средние значения за этот период составили 14. 38 и 1. 84. Как видно, в моменты экономического спада эти коэффициенты приобретали более низкие значения. Так, во время Великой депрессии в начале 30-х годов P/E находился в диапазоне 8-10, а P/BV - в диапазоне 0. 3-0. 5. Во время корейского кризиса 1949 г. и экономического спада в начале 80-х годов эти коэффициенты достигали значений 6 и 1. Текущее состояние национального хозяйства России соответствует состоянию депрессии и в определенной степени схоже с ситуацией в американской экономике в периоды сильного экономического спада. Исходя из этого, при оценке стоимости акций отечественных промышленных предприятий, в том числе и предприятий нефтедобычи, мы считали, что если значения P/E и P/BV ниже соответственно 5 и 0. 5, то такие акции недооценены; если же эти значения близки к 10 и 1, то акции "в рынке", т. е. их реальная финансовая стоимость приблизительно соответствует рыночной цене. Значение агрегированного коэффициента P/E для акций, по которым рассчитывается индекс S&P 500 Значение агрегированного коэффициента Р/BV для акций, по которым рассчитывается индекс S&P 500
Значение доходности по 30-летним гособлигациям США и величины Е/Р, агрегированной по акциям, входящим в расчетный индекс S&P 500 Источник: Standard & Poors
Проследив возможную динамику изменения этих коэффициентов в зависимости от изменения за последние 10 лет ставок по 30-летним облигациям на фондовом рынке США, мы увидим, что между значением P/E и размером средневзвешенной ставки по госбумагам США существует сильная отрицательная корреляция, т. е. фактически всегда ценовой рост на рынке долгосрочных долговых обязательств вызывал рост курсовой стоимости фондовых активов и наоборот. На отечественном рынке также прослеживается данная закономерность. В конце 1996 г. в результате целенаправленных усилий ЦБ РФ и Минфина РФ была снижена средневзвешенная доходность по ГКО и ОФЗ почти до 35% годовых, при том что это значение летом перед президентскими выборами находилось в диапазоне 160-180%. Подобное падение доходности госбумаг (более чем в 5 раз) привело к росту покупок отечественных акций и существенно увеличило капитализацию российского фондового рынка в следующем году. В итоге параметр P/E увеличился за 1997 г. в среднем по рынку в 3-4 раза. Несмотря на то что рынок акций отреагировал на изменения на рынке гособлигаций с временным лагом, определенная взаимосвязь между конъюнктурой рынка ГКО/ОФЗ и корпоративными акциями была налицо.
Исходя из этого можно предположить, что если на конец 1996 г. акции основных нефтедобывающихкомпаний были недооценены, то к концу 1997 г. эта недооцененность была устранена рынком. В дальнейшем, по мере выхода экономики из кризиса и роста объемов производства в промышленности, что будет естественным образом сопровождаться снижением ставок по облигациям, начнется и курсовой рост корпоративных акций. Однако следует помнить о том, что наиболее привлекательными для инвесторов скорее всего будут ценные бумаги компаний, которые смогут поддерживать низкую себестоимость добычи сырья и возобновлять свои доказанные запасы как минимум в объемах добычи. Поэтому в ближайшее время, пока не установится четкая тенденция цен на сырую нефть на международных рынках, явно выраженный ценовой тренд по акциям отечественных нефтяных компаний, видимо, не появится.
Значения параметров P/E и P/BV для отечественных предприятий нефтедобычи P/E P/BV 1996 г. 1997 г. 1996 г. 1997 г. ЛУКойл 9. 4 24 0. 8 1. 7 Сургутнефтегаз 3. 5 7. 9 0. 3 0. 7 Славнефть 2. 7 7. 3 0. 26 0. 42 Томскнефть 4. 6 12. 5 0. 07 0. 2 Сахалинморнефтегаз 0. 86 6. 3 0. 1 0. 7 Источник: AK&M Выводы
1. На современном этапе развития российская нефтедобывающаяпромышленность испытывает существенные сложности, связанные в первую очередь с ухудшением ее ресурсной базы и наметившейся негативной тенденцией к снижению прироста извлекаемых запасов. Эта ситуация усугубляется высокими издержками добычи сырья, вызванными главным образом значительной нормой обязательных отчислений и платежей в бюджеты различных уровней, а также большими расходами по ее транспортировке. В среднем по России доля таких платежей превышает 50% от средней цены реализации нефти, а издержки добычи составляют в среднем 8 долл. за баррель.
Высокая себестоимость добычи делает малопривлекательной данную отрасльдля западных инвесторов. При существующей системе налогообложения разработка новых месторождений малоперспективна, поэтому реальной основой для привлечения западных инвестиционных средств является в настоящий момент распространение действия закона СРП на месторождения, которые планируется разрабатывать с привлечением западных компаний.
2. Реализация природного газа, в отличие от реализации нефти, осуществляется с более высокой эффективностью и имеет низкую себестоимость добычи - 8-9 долл. за 1000 куб. м (1. 2-1. 4 долл. за баррель нефтяного эквивалента, что сравнимо с себестоимостью нефти в Персидском заливе). Основной проблемой, с которой сталкивается даннаяотрасль, это неплатежи потребителей газа, что существенно снижает эффективность ее деятельности. Этаотрасльне испытывает такой острой потребности в инвестиционных ресурсах, как нефтедобыча, так как ей присуща высокая степень монополизации. РАО "Газпром", осуществляющее добычу почти 95% российского газа, способно самостоятельно финансировать наиболее важные инвестиционные проекты по расширению сети транспортировки газа и проведению разведочных работ.
3. Исторически сложившаяся ориентация нефте- и газодобычи на экспорт (отношение объема внутреннего потребления к производству нефти составляет около 40% и для газа - свыше 30%) фактически продолжает сохраняться. Это связано в первую очередь с тем, что экспорт углеводородного сырья и продуктов его переработки выполняет важную роль значительного по своим объемам источника валютных поступлений в российскую экономику. Однако, принимая во внимание высокие издержки добычи нефти, для того чтобы сохранить объемы ее экспорта на прежнем уровне, государство в случае сохранения неблагоприятной конъюнктуры на международном рынке вынуждено будет снизить налоговый пресс на предприятия, уменьшив размеры налогообложения. В противном случае может произойти существенное сокращение добычи нефти.
4. В результате неблагоприятной конъюнктуры на мировом рынке нефти цены на акции российскихнефтедобывающихкомпаний снизились. По нашему мнению, если в ближайшее время цены на данное сырье останутся на невысоком уровне (в диапазоне 15-16 долл. за баррель), то их изменение будет оказывать определяющее влияние на курс российских нефтяных акций. В такой ситуации их рынок может стать неустойчивым и спекулятивным. Спрос на них, на наш взгляд, будет расти в периоды увеличения цен на нефть, а при падении последних - снижаться. Основной же спрос на данные акции, по-видимому, будет проявляться со стороны спекулятивно настроенных инвесторов лишь в моменты предполагаемого роста цен на нефть.
Наоборот, акции РАО "Газпром" имеют все фундаментальные предпосылки, для того чтобы демонстрировать более стабильные котировки, так как эффективность деятельности этого предприятия будет в меньшей степени зависеть от изменения цен на энергоносители. Издержки, связанные с добычей природного газа, будут оставаться на низком уровне еще как минимум 10-15 лет - до тех пор, пока основные объемы данного сырья будут извлекаться из крупных месторождений. Если РАО в ближайшие несколько лет увеличит дивидендные выплаты, то его акции станут наиболее привлекательными для долгосрочных портфельных инвестиций среди всех эмитентов - добывающих предприятий ТЭК.
5. В случае сохранения международных цен на сырую нефть на уровне 15-16 долл. за баррель в течение 0. 5-1 года и без осуществления кардинального изменения налогообложения российские компании могут значительно снизить объемы добычи и экспорта нефти. Не исключена вероятность того, что для покрытия убытков от внутренних продаж они параллельно будут вынуждены повышать цены на внутреннем рынке.
6. Ближайшие перспективы улучшения ситуации в сфере российской нефтедобычи связаны в первую очередь с ростом мировых цен на нефть, что представляется многим аналитикам крайне проблематичным из-за продолжающегося кризиса в странах АТР. По существующим прогнозам восстановление спроса на нефть до прежнего предкризисного уровня может произойти в лучшем случае только к концу 1998 г. До этого момента цены на сырую нефть, скорее всего, будут колебаться в диапазоне 14-16 долл. за баррель, что создаст благоприятные условия для ведения спекулятивной игры на рынке наиболее ликвидных нефтяных акций ("ЛУКойл", "Сургутнефтегаз", "Татнефть").
7. Важным стимулирующим фактором повышения экономической эффективности в сфере нефтедобычи может стать рациональная модификация российского налогообложения, в частности снижение размеров royalty и ставок акцизов. Решающее влияние на поддержку инвестиционной активности в нефтедобыче могло бы оказать распространение условий СРП не только на совместные с иностранными фирмами проекты, но и предоставление для разработки новых полей на условиях СРП для российских компаний. Это позволило бы создать для отечественных компаний реальный стимул к объединению своих скромных инвестиционных ресурсов. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ: “ Энергетическое мошенничество ” - Гэс Холл, “Прогресс”, Москва 1996г. “ УГОЛЬ ” , журнал , №4, №8, №11, “РОСУГОЛЬ” 1996г. “ Развитие основных отраслей ТЭК ” - Никонов Е. С. , Заозерская Б. А. , Лазар А. Д. , “НЕДРА” 1995г. “ Эффективность использования топлива ” - М. Б. Равич, “НАУКА”, Москва 1977г. 5. Лекции ТОТЭК.