Реструктуризация угольной промышленности

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 :

1. 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.

1. 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% .

<

!DOCTYPE HTML PUBLIC "-//W3C//DTD HTML 4.0 Transitional//EN">

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 нефтяной отрасли, перспектив ее развития, спроса на энергоносители со стороны остальных отраслей народного 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 отрасли в 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 низкоэффективных отраслей социалистической 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 кризису отрасли. Добыча нефти в Тюменской области, основном нефтедобывающем регионе 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 газовой отрасли в 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. эта отрасль была 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 российской нефтедобывающей отрасли существенно 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 газодобывающая отрасль 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 нефтедобывающих компаний 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. Под сроком 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 добывающая отрасль, но и геологоразведка.

В настоящее время в России отрасль геологоразведки 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 данной отрасли, 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 всей отрасли 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 российских нефтедобывающих 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 отечественной нефтедобывающей 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 нефтяной отрасли в 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 отраслей в среднем лучше, чем по всей отечественной промышленности. Так, за январь-ноябрь 1997 г. число убыточных предприятий составило в нефтедобыче 25.5% от общего числа предприятий отрасли, а в газовой промышленности - 39.1%, тогда как по всей промышленности доля убыточных предприятий за аналогичный период составила 47.6%. Финансовое состояние этих двух отраслей за вышеуказанный период характеризовалось превышением кредиторской задолженности над дебиторской. Отношение величины превышения к размерам дебиторской задолженности составило 52% для нефтедобычи и 38.5% для газовой отрасли. Ввод новых скважин в обеих отраслях был 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 отрасли отечественной промышленности, так же как и вся российская экономика, испытывают серьезные трудности. Несмотря на кажущееся благополучие по сравнению с другими отраслями промышленности, 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 отраслями других 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 нефтедобывающие компании 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 нефтедобывающими компаниями 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 в нефтедобывающей отрасли России 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, нефтедобывающие компании 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 отрасли в 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 этой отрасли связаны 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 нефтедобывающих компаний 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 нефтедобывающая промышленность 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 отрасль для 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 данная отрасль, это неплатежи потребителей газа, что существенно снижает эффективность ее деятельности. Эта отрасль не 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 российских нефтедобывающих компаний 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:

1. “ Энергетическое мошенничество ” - Гэс Холл,

“Прогресс”, Москва 1996г.

1. “ УГОЛЬ ” , журнал , №4, №8, №11,

“РОСУГОЛЬ” 1996г.

1. “ Развитие основных отраслей ТЭК ” - Никонов Е.С.,

Заозерская Б.А., Лазар А.Д., “НЕДРА” 1995г.

1. “ Эффективность использования топлива ” - М.Б. Равич,

“НАУКА”, Москва 1977г.

5. Лекции ТОТЭК.