CC BY
59
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ТЕОРИЯ
О.В. Романченко, Е.Ю. Горенкова
МЕТОДОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ С УЧЕТОМ АРКТИЧЕСКОГО РИСКА
В связи с активным освоением арктических территорий России, весьма актуальным является решение проблемы оценки эффективности северных энергетических, сырьевых, инфраструктурных и других рискованных инновационных проектов1 Предлагаемая методология определения экономической эффективности деятельности нефтегазовой компании с учетом арктического риска основана на рентном научном мировоззрении арктического развития России2, теоретических основах типизации экономической политики в Арктике3, типизация экономической политики нефтегазовой компании5, теории природной, горной и нефтегазовой ренты4. При определении стоимости капитала использовалась классификация природного6 и арктического капитала7.
Принятие стратегических управленческих решений в условиях повышенного арктического риска должно базироваться на четком представлении специалистов нефтегазовых предприятий об уровнях их эффективного функционирования. Они должны обеспечивать планомерное развитие на основе расширенного воспроизводства используемых ресурсов. Необходимо объективно устанавливать: какая часть прибыли (затрат) формируется вследствие использования благоприятных (неблагоприятных) природных условий, а какая за счет качества и эффективности управления компанией. В то же время следует учитывать риск, связанный с разработкой месторождений в Арктике - в материковой части и на шельфе.
Существующие методики оценки эффективности функционирования и развития предприятий, определения уровня минимальной, нормальной прибыли и сверхприбыли не адаптированы, в полной мере, к работе интегрированных нефтегазовых компаний в условиях нестабильности и ухудшения качества минерально-сырьевой базы. Они в недостаточной степени научно обоснованы и не алгоритмизированы, сложны для практического использования. Все это требует типизации уровней экономической эффективности развития нефтегазовых предприятий, расширения классификации источников формирования прибыли и сверхприбыли, совершенствования метода ее оценки. Особенно этот вопрос актуален в периоды проявлений кризисов 2008, 2014 и последующих годов. Следует усовершенствовать способ оценки риска нефтегазовой компании, и формулу расчета стоимости используемых производственных и других ресурсов, а также алгоритмизировать, то есть максимально однозначно упорядочить
6
последовательность расчета как минимальной прибыли, обеспечивающей простое воспроизводство ресурсов, так и нормальной прибыли, обеспечивающей расширенное их воспроизводство и планомерное развитее предприятия, а также сверхприбыли, обеспечивающей интенсивное рискованное функционирование предприятия в Арктике.
Определение нефтегазовой сверхприбыли осуществляется по формуле (1), как разница меду фактической прибыльною от добычи углеводородов и нормальной прибылью:
П сверх. = П н.ф.г. - П н.ф.г. норм. млн руб. (1)
Прибыль от добычи нефти и газа определяется как разница между суммарной прибылью компании и прибылью от других видов деятельности, не связанных с добычей нефти и газа, формула (2):
П нфг. = П сум. - П др. в. д., млн руб., (2)
где П сум. - суммарная прибыль компании от всех видов деятельности, млн руб.;
П др. в. д. - прибыль от других видов деятельности, не связанных с добычей нефти и газа, млн руб.
Нормальная прибыль П нфг. норм. определятся по формуле (3):
П нфг. норм. = И нфг. х Кн. млн руб. (3)
Коэффициент нормальной эффективности использования капитала (имущества) компании определяется по формуле (4):
Кн. = К1мин. (1 + К2риск / 100 %) / 100 %, (4)
где: К1мин - базовый показатель минимальной эффективности использования нефтегазовых ресурсов недр (базовая ставка), %; К2риск - надбавка за суммарный риск нефтегазового бизнеса (в % от базовой ставки).
Определение уровня минимальной эффективности использования имущества завершается расчетом простой средней ставки по двум ставкам: средневзвешенной за год ставке рефинансирования ЦБ РФ - г (ц.б.) и средневзвешенной межбанковской ставке - г (м.б.) по формуле (5):
К1мин = (г(м.б.) + г(ц.б.)) / 2. (5)
В процессе исследований8 установлено, что для определения надбавки за риск при оценке нефтегазовой нормальной прибыли и сверхприбыли в условиях кризиса и с учетом риска работы в Арктике в наибольшей 7
7
степени подходит метод, включающий дифференциацию рисков, их экспертную оценку и последующее объединение смежных видов риска.
Применительно к ОАО «Сургутнефтегаз», работающему вне арктических условий, при К1мин равной 10 % суммарная надбавка за риск была экспертно оценена на уровне 21 %, а суммарный риск - 31 % (формула 6):
Рсум. = К1мин + Рфэк. + Ррег. + Рг.г. + Рк.т. = 0,1 + 0,1 +
+ 0,05 + 0,05 + 0,01 = 0,10 + 0, 21= 0,31, доли ед. (6)
Нефтегазовая минимальная прибыль определяется по формуле (7):
Пмин. = К1мин. х И нфг., (7)
где П мин. - минимальная прибыль нефтегазового производства, обеспечивающая воспроизводство имущество и ресурсов предприятия на минимальном уровне, млн руб.;
И нф.г. = - соответственно, имущество, формирующее нефтегазовую минимальную, нормальную прибыль и сверхприбыль, млн руб.
Для алгоритмизированной оценки минимальной, нормальной нефтегазовой прибыли и сверхприбыли ОАО «Сургутнефтегаз» использовались выше приведенные основные формулы, которые могут объединяться в алгоритм расчета, используемый вычислительной техникой. В результате алгоритмизированной оценки, были получены следующее цифровые значения показателей (2010 год):
П н.ф.г. = 71 958 млн руб.;
П.норм. н ф.г = 66 919 млн руб.;
А нфг. = 215 870 млн руб.;
Кн.мск = 0,31;
К1мин = 0,10;
К2риск=0,21, доли ед.;
П сверх. = 5 039 млн руб.;
П мин. = 21 587 млн руб.
Доля нефтегазовой сверхприбыли в общем объеме чистой прибыли компании составило только 3,5 %, что свидетельствует о ее работе в сложных природных условиях. Они характеризуются ухудшением качества разрабатываемой сырьевой базы нефти и газа, истощением фонда крупных и эффективных месторождений, исчерпанием многих разведанных запасов, ростом общих и удельных затрат на разведку и освоение месторождений. Доля минимальной нефтегазовой прибыли в общем объеме чистой прибыли компании составляет 15 %. Минимальная прибыль обеспечивает воспроизводство ресурсов минерально-сырьевых и других ресурсов на минимальном уровне.
В условиях отсутствия специфического арктического риска нормальная прибыль обеспечивает стабильную работу предприятия и расширенное
8
воспроизводство имущества на уровне 31 %. Полученные оценки экономической эффективности логически объяснимы, соответствуют реалиям функционирования и развития ОАО «Сургутнефтегаз», что подтверждает научную обоснованность предложенной последовательности оценки экономической эффективности функционирования и развития нефтегазового предприятия.
В случае освоения арктических месторождений формула (6) должна быть модифицирована. Ррег. - региональный риск определяется с у четом особых арктических условий: экологических - Ра. эко., политических - Ра. пол, военно-стратегических - Ра. в-с., юридических - Ра. ю., климатических Ра. к., инфраструктурных - Ра. инф. и других, формула (8):
Ррег.= Р рег. аркт.= Ра. эко. + Ра. пол. + Ра. в-с. + Ра. ю. +
+ Ра. к.+ Ра. инф. (8)
В этом случае Рсум. = К1мин + Рфэк. + Ррег. аркт. + Рг.г. + Рк.т. = 0,1 + 0,3+ 0,05 + 0,05 + 0,01 = 0,51, доли ед.
В результате проведенных исследований9 получены следующие основные выводы:
- усовершенствован теоретический подход к оценке экономической эффективности на основе типизации уровней убыточности и рентабельности использования минерально-сырьевого капитала и иного имущества нефтегазовых предприятий, что позволяет упорядочить представление об уровнях формирования минимальной, нормальной прибыли и сверхприбыли и закладывает научную основу оценки экономической эффективности их развития;
- в условиях кризиса в российской нефтегазодобывающей отрасли определились следующие тенденции: изменение ценовой конъюнктуры внутреннего рынка нефти и нефтепродуктов под воздействием конъюнктуры мирового рынка; снижение объема добычи нефти; сокращение объемов экспорта нефти и, как следствие, рост объемов переработки, обусловленный более высокой рентабельностью внутреннего рынка;
- установлено, что нефтегазовая сверхприбыль вертикально и горизонтально интегрированной нефтегазовой и энергетической компании формируется на основе имущества, направляемого на обустройство, разработку месторождений, поддержание промысловых мощностей, утилизацию попутного газа, а также имущества транспортных, сервисных, машиностроительных и ремонтных предприятий в той их части, в которой они непосредственно обслуживают основное производство;
- анализ рисков показал, что учет их совокупного влияния на деятельность компании следует осуществлять пофакторно на основе экспертных оценок. Каждый фактор дает надбавку к базовому состоянию, характеризующемуся минимальным риском. Совокупный риск определяется как сумма
9
минимального риска и всех учитываемых надбавок за различные виды риска. Поскольку определить риски расчетно весьма сложно, а статистическая и экспертная оценка каждого вида риска может быть не достаточно точной, целесообразно объединять смежные риски. В арктических особых условиях функционирования предприятия региональный риск определяется с у четом экологических, политических, военно-стратегических, юридических, климатических, инфраструктурных и других факторов;
- разработана последовательность оценки минимальной, нормальной прибыли и сверхприбыли, усовершенствованная и адаптированная к кризисным условиям функционирования интегрированной нефтегазовой компании. В ее рамках составлены формулы определения стоимости имущества нефтегазового предприятия и суммарного риска нефтегазового производства. В отличие от ранее используемых методик, предложенная последовательность оценки эффективности и развития нефтегазового предприятия позволяет более объективно определять минимальную, нормальную прибыль и сверхприбыль, что обеспечивает принятие эффективных решений в области управления экономической эффективностью и стратегического развития предприятия;
- нормальная прибыль, обеспечивающая расширенное воспроизводство ресурсов и развитие нефтегазового предприятия, определяется как произведение стоимости имущества и коэффициента нормативной (нормальной) эффективности его использования. Минимальная прибыль определяется как произведение стоимости имущества и коэффициента минимальной эффективности его использования. Сверхприбыль определяется как остаток после вычета нормальной прибыли.
В 2013 году, в преддверии очередного этапа кризиса, показатели деятельности компании представлены в таблице 1.
Таблица 1. Основные показатели деятельности ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
Сводные производственные показатели Ед. изм. 2013
1 2 3
Добыча нефти млн т 61,5
Производство газа млрд куб. м 12,1
Первичная переработка углеводородного сырья млн т 19,8
Производство основных видов нефтепродуктов: млн т 18,9
- автобензины 2,2
- дизтопливо 5,0
- авиакеросины 0,7
- мазут 10,0
- прочие 1,0
10
Продолжение табл. 1
1 2 3
Выработка (отпуск) электроэнергии млн кВт ■ ч 5 105
Переработка газа млрд куб. м 7,5
Объем инвестиций: млн руб. 184 665
- нефтедобыча 172 582
- нефтепереработка 10 864
- сбыт 1 219
Ввод новых нефтяных скважин скв. 1 451
Ввод нагнетательных скважин скв. 662
Ввод из строительства и реконструкции АЗС шт. 16
Среднедействующий фонд добывающих скважин скв. 20 364
Количество действующих АЗС шт. 293
Среднесписочная численность персонала: чел. 114 776
- нефтедобыча 102 742
- нефтепереработка 7 891
- сбыт 4 143
Финансовые показатели (РСБУ)
Выручка млн руб. 814 188
Себестоимость продаж млн руб. 546 726
Чистая прибыль (убыток) млн руб. 256 517
Среднегодовая стоимость активов млн руб. 1 951 096
Рентабельность продаж % 24,5
Дивиденд на одну акцию:
- обыкновенную коп. 60
- привилегированную коп. 236
2013 год Годовой отчет ОАО «Сургутнефтегаз» http://www.surgutneftegas.ru/ru/investors/reports/annual/
С целью снижения риска в условиях кризиса ОАО «Сургутнефтегаз» активно внедряет инновационные технологии на всех этапах производственного процесса, что позволяет Компании снижать издержки, а также
11
создавать высокотехнологичное производство, обеспечивающее конкурентные преимущества в отрасли. Инновационно-технический потенциал Компании представлен как собственными разработками, так и приобретенными эффективными отечественными и зарубежными технологиями. Приоритетным направлением инновационного развития Компании является внедрение и применение технологий для рентабельной добычи углеводородов. Большинство месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в основном регионе деятельности - Западной Сибири, находится на поздней стадии разработки. Однако потенциал этого региона еще не исчерпан. Это подтверждают рост эффективности геологоразведочных работ и ежегодные открытия новых месторождений и залежей. Компании удалось снизить темпы падения добычи нефти этого региона до 1 % в отчетном году. Такие показатели во многом обусловлены использованием современных технологий и инновационных направлений разведки и разработки месторождений. В отчетном году было проведено 232 мероприятия по освоению новых технологи ческихпроцессов, новых видов производств и оборудования с экономическим эффектом более 10 млрд руб. Наибольший экономический эффект был достигнут в областях повышения нефтеотдачи пластов (47 %) за счет применения новых составов и технологий обработки призабойной зоны пласта, а также текущего и капитального ремонта скважин (27 %) - за счет проведения многообъемных гидроразрывов пласта и зарезки боковых стволов на депрессии. Выполнено 82 мероприятия по испытанию образцов новой техники и технологий. Показатели экономической эффективности мероприятий по освоению новых технологических процессов, новых видов производств и оборудования млрд руб. представлены в таблице 2.
Таблицап 2. Экономическая эффективность мероприятий по освоению новых технологических процессов, новых видов производств и оборудования млрд руб.
Год млрд руб.
2013 10,0
2012 10,4
2011 9,7
2010 14,2
2009 11,9
2013 годГодовой отчет ОАО «Сургутнефтегаз» http://www.surgutneftegas.ru/ru/investors/reports/annual/
12
Примечания
1 Романченко О.В., Покидышева Ю.В. Перспективы внешнеэкономического развития северных морских портов на примере портов ненецкого автономного округа // Вестник Московского университета им. С.Ю. Витте. Серия 1: Экономика и управление. 2014. № 5 (11). С. 33-38; Романченко О.В., Виттенбек В.К., Шумаев В.А. Управление экономикой на основе использования механизмов особых экономических зон в России и за рубежом. М., 2013.
Romanchenko O.V., Pokidysheva Yu.V. Perspektivy vneshneekonomicheskogo razvitiya severnykh morskikh portov na primere portov nenetskogo avtonomnogo okruga // Vestnik Moskovskogo universiteta im. S.Yu. Vitte. Seriya 1: Ekonomika i upravlenie. 2014. № 5 (11). S. 33-38; Romanchenko O.V., Vittenbek V.K., Shumaev V.A. Upravlenie ekonomikoy na osnove ispol'zovaniya mekhanizmov osobykh ekonomicheskikh zon v Rossii i za rubezhom. M., 2013.
2 Семенов А.В., Руденко Ю.С., Разовский Ю.В. Рентное мировоззрение арктического развития России // Вестник Московского университета имени С.Ю. Витте. Серия 1: Экономика и управление. 2014. № 4. С. 95-104.
Semenov A.V., Rudenko Yu.S, Razovskiy Yu.V. Rentnoe mirovozzrenie arkticheskogo razvitiya Rossii // Vestnik Moskovskogo universiteta imeni S.Yu. Vitte. Seriya 1: Ekonomika i upravlenie. 2014. № 4. S. 95-104.
3 Семенов А.В., Руденко Ю.С., Разовский Ю.В. Теоретические основы типизации экономической политики в Арктике // Экономика и управление: проблемы и решения. 2014. № 2. С. 29-36; 2014. № 11. С. 3-14.
Semenov A.V., Rudenko Yu.S., Razovskiy Yu.V. Teoreticheskie osnovy tipizatsii ekonomicheskoy politiki v Arktike // Ekonomika i upravlenie: problemy i resheniya. 2014. № 2. S. 29-36; 2014. № 11. S. 3-14.
4 Разовский Ю.В., Саргсян Ж.Л. Типизация экономической политики нефтегазовой компании // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. № 4, 2014. С. 23-28.
Razovskiy Yu.V, Sargsyan Zh.L. Tipizatsiya ekonomicheskoy politiki neftegazovoy kompanii // Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Gornyy zhurnal. № 4, 2014. S. 23-28.
5 Разовский Ю.В. Методика и алгоритм определения величины дифференциальной горной ренты // Горный информационно-аналитический бюллетень: научнотехнический журнал. 1997. № 2. С. 153-157; Разовский Ю.В. Формирование и регулирование рентных доходов горных предприятий: дис. ... д-ра экон. наук. М.: МГГУ, 2000. С. 253.
Razovskiy Yu.V. Metodika i algoritm opredeleniya velichiny differentsial’noy gornoy renty // Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten’: nauchno-tekhnicheskiy zhurnal. 1997. № 2. S. 153-157; Razovskiy Yu.V. Formirovanie i regulirovanie rentnykh dokhodov gornykh predpriyatiy: dis. ... d-ra ekon. nauk. M.: MGGU, 2000. S. 253.
6 Разовский Ю.В., Горенкова Е.Ю. Классификация природного капитала // Экономика и управление: проблемы и решения. № 2. 2014. С. 29-36.
13
Razovskiy Yu.V., Gorenkova E.Yu. Klassifikatsiya prirodnogo kapitala // Ekonomika i upravlenie: problemy i resheniya. № 2. 2014. S. 29-36.
7 Семенов А.В., Разовский Ю.В., Макаркин Ю.Н. Источники формирования природного капитала Арктики // Бурение и нефть. №12. 2014. С. 50-53.
Semenov A.V., Razovskiy Yu.V., Makarkin Yu.N. Istochniki formirovaniya prirodnogo kapitala Arktiki // Burenie i neft'. №12. 2014. S. 50-53.
8 Разовский Ю.В., Горенкова Е.Ю. Экономико-математическая модель расчета сверхнормативной прибыли. Известия высших учебных заведений // Горный журнал. 2013. № 7. С. 16-22; Разовский Ю.В., Булат С.А., Савельева Е.Ю. Оценка горной ренты. М.: Изд-во СГУ, 2009. С. 185.
Razovskiy Yu.V., Gorenkova E.Yu. Ekonomiko-matematicheskaya model’ rascheta sverkhnormativnoy pribyli. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy // Gornyy zhur-nal. 2013. № 7. S. 16-22; Razovskiy Yu.V, Bulat S.A., Savel’eva E.Yu. Otsenka gornoy renty. M.: Izd-vo SGU, 2009. S. 185.
9 Разовский Ю.В., Булат С.А. Управление сверхприбылью. М.: Изд-во СГУ, 2011. С. 305; Разовский Ю.В., Горенкова Е.Ю. Классификация природного капитала // Экономика и управление: проблемы и решения. 2014. № 2. С. 29-36.
Razovskiy Yu.V., Bulat S.A. Upravlenie sverkhpribyl'yu. M.: Izd-vo SGU, 2011. S. 305; Razovskiy Yu.V, Gorenkova E.Yu. Klassifikatsiya prirodnogo kapitala // Ekonomika i upravlenie: problemy i resheniya. 2014. № 2. S. 29-36.
14
