CC BY
454
УДК 621.331.11
А.Г. Коржубаев, И.В. Филимонова, Л.В. Эдер ИНГГ СО РАН, Новосибирск
НЕФТЯНАЯ РЕНТА: УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ, КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ ОЦЕНКИ, РОССИЙСКИЕ ОСОБЕННОСТИ
Рента представляет собой дополнительный доход сверх цены производства, т.е. издержек и нормативной (средней по экономике прибыли на авансированный капитал) прибыли. В нефтегазовом секторе существование ренты связано с ограничениями (природными, экономическими, организационными) на вовлечение ресурсов и запасов углеводородов в хозяйственный оборот. Особенностью нефтяной промышленности России является то, что часть доходов, формально оцениваемых как рента и распределяемых между государством и компаниями, реально представляет собой недофинансирование ряда направлений, необходимых для обеспечения ее устойчивого развития в перспективе, прежде всего, геологоразведки и транспорта. Государство должно обеспечить модернизацию и устойчивую, социально-ориентированную работу отрасли, что возможно через проведение эффективной лицензионной и налоговой политики.
Сущность ренты. Рекомендации для России
Количественно рента представляет собой дополнительный доход сверх цены производства, т.е. издержек и нормативной (средней по экономике прибыли на авансированный капитал) прибыли. Рента в нефтегазовом секторе связана с ограничениями (природными, экономическими, организационными) на вовлечение ресурсов и запасов углеводородов в хозяйственный оборот, что приводит к (1) превышению цены по сравнению с экономически оправданным уровнем (по доходности на авансированный капитал), (2) расширению разработки месторождений с худшими условиями добычи, удаленных на значительные расстояния, с худшими качественными характеристиками добываемого сырья, (3) формированию технологических систем, основанных на альтернативных источниках энергии, (4) развитию энергосберегающих технологий.
Особенностью нефтяной промышленности России является то, что часть доходов, формально оцениваемых как рента и распределяемых между государством и компаниями, реально представляет собой недофинансирование ряда направлений, необходимых для обеспечения ее устойчивого развития в перспективе. Эти доходы основаны на использовании результатов инвестиций 1970-1980-х гг., когда были разведаны запасы и создана инфраструктура - основа быстрого роста отрасли в 2000-2004 гг. Кроме того, в ряде компаний рост добычи в значительной мере происходил за счет широкого применения методов интенсификации нефтеотдачи при замедлении темпов бурения и выводе части скважин из эксплуатационного фонда. Наряду с транспортными ограничениями и усилением налоговой
нагрузки, такая производственная политика способствовала замедлению роста добычи нефти в 2005-2006 гг., а в перспективе может привести к резкому сокращению производства.
Если сейчас не сформировать нового задела - обвал производства в нефтяной промышленности, начиная уже с 2011-2012 гг., неизбежен. С учетом состояния сырьевой базы и прогноза накопленной добычи нефти для предотвращения кризиса недопроизводства необходимо до 2020 г. обеспечить прирост запасов нефти не менее 11,5 млрд т, газа -18,3 трлн м. Исходя из территориального распределения ресурсов углеводородов, состава и эффективности геологоразведочных работ (ГРР), объем ассигнований на воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов должен составить не менее 47 млрд долл.
В этих условиях государство должно обеспечить модернизацию и устойчивую, социально-ориентированную работу отрасли, что возможно через проведение эффективной лицензионной и налоговой политики. Целесообразно часть средств, получаемых государством, от сверхвысоких мировых цен на нефть должна поступать в специальный фонд и тратиться целевым назначением на: (1) геологоразведочные работы, (2) поддержание и расширение нефтетранспортной инфраструктуры, (3) поддержания экспорта при низких мировых ценах на нефть. Необходимо дифференцировать уровень налогообложения в зависимости от: (1) стадии разработки, (2) географоклиматических условий, (3) размеров месторождений, (4) состояния конкретных скважин. Все это повысит стабильность работы нефтяной промышленности, оптимизирует хозяйственные решения при реализации высоко капиталоемких проектов.
Принципы формирования и распределения ренты
В общем смысле рента - это доход не связанный с деятельностью, не требующий специальных усилий для его получения. Исходя из определения ресурсной ренты она вычисляется как разница между выручкой и затратами с учетом нормальной прибыльности бизнеса.
Поскольку норма прибыли по секторам экономики в значительной мере дифференцирована и зависит от большого количества разнонаправленных факторов, превышение гипотетического среднего уровня (т. е. любой дополнительный доход сверх нормативной прибыли) можно интерпретировать как ренту, при этом лишь часть ее будет обусловлена естественными природными факторами.
Рента в добывающих отраслях обусловлена ограниченностью и невоспоизводимостью природных ресурсов, являющихся товарной продукцией. Функционирование отраслей с более низкой (например, некоторых отраслей ЖКХ, машиностроения, сельского хозяйства и др.), чем средняя норма прибыли обусловлено либо состоянием текущей конъюнктуры, либо их особой государственной и общественной значимостью (социальной, оборонной и др.).
В основном правила, регулирующие процесс распределения экономической ренты, устанавливаются таким образом, чтобы: обеспечивать
выполнение социально-экономических обязательств государства; создавать условия диверсификации источников доходной части государственного бюджета; компенсировать нефтегазовым компаниям риск, связанный с реализацией проектов, имеющих повышенную степень неопределенности.
Виды ренты
Монопольная рента представляет собой дополнительный доход, получаемый на месторождениях с замыкающими (наиболее высокими в отрасли) затратами, и, соответственно, имеет место на всех без исключения месторождениях. Существование этого вида ренты обусловлено ограниченностью доступных для хозяйственного освоения ресурсов, включая ограничения в результате действия организационно-экономических и внеэкономических факторов.
Дифференциальная рента - это дополнительный доход, связанный с различным характером объектов разработки, получаемый на месторождениях с лучшими относительно замыкающих горногеологическими условиями добычи, территориально приближенными к центрам сбыта, с высокими потребительскими свойствами добываемого сырья.
Таким образом, при естественном исчерпании запасов либо ограничении доступа к их вовлечению в хозяйственный оборот (освоению) монопольная рента должна присутствовать на всех объектах разработки и в значительной мере определяться ценой нефти, а дифференциальная рента - только на месторождениях с относительно лучшими характеристиками разработки, поставки и качества добываемых продуктов, и определяться издержками добычи, транспортировки и переработки.
Запасы и ресурсы, определяемые в рамках существующих классификационных систем, дифференцируются в основном по двум критериям: (1) достоверность информации об их наличии в недрах; (2) степень вовлеченности либо возможность вовлечения в хозяйственный оборот, определяемая технологическими и экономическими условиями. Запасы каждого месторождения, нефтегазоносной области либо нефтегазоносной провинции исчерпаемы на протяжении ограниченного периода антропосферного производства. По мере исчерпания запасов месторождений происходит снижение уровней, а в конечном итоге прекращение добычи. Для поддержания либо увеличения добычи в территориально ограниченном регионе необходимо воспроизводство запасов. Под воспроизводством запасов исчерпаемых природных ресурсов подразумевается получение достоверной информации о наличии в недрах их определенного количества, добыча которого технологически возможна и коммерчески целесообразна в существующих экономических условиях.
Количество месторождений в каждом нефтегазоносном регионе ограничено, и по мере повышения его геологической изученности вероятность новых открытий уменьшается, воспроизводство запасов не компенсирует добычу, что в конечном итоге ведет к сокращению добычи. Подобные процессы наблюдаются в нефтегазоносных бассейнах Северной
Америки (Грин Ривер, Пермский, Скалистых гор и др.), Европы (Парижский, Рейнский, Транссильванский, Паннонский, Предальпийский, СевероКавказский, Волго-Уральский и др.), Азиатско-Тихоокеанского региона (Сунлиао, Сычуань, Северо-Яванский, Южно-Суматринский и др.). Однако на глобальном уровне исчерпания пока не происходят - на протяжении всей истории нефтяной промышленности наряду с ростом добычи имело место увеличение запасов.
В период 1960-2006 гг. объем запасов в мире увеличился более чем в 4 раза, тогда как добыча возросла менее чем в 3,5 раза, обеспеченность текущей добычи запасами увеличилась с 32,7 до более чем 40 лет. Наиболее быстро рост запасов нефти происходил в 1980-е гг., когда после резкого повышения цен на нее, имел место ряд крупных открытий в традиционных нефтедобывающих центрах (на Ближнем Востоке, в Латинской Америке) и в новых нефтяных регионах (Северном море и др.). В традиционных крупных центрах нефтяной промышленности действовали ограничения на освоение новых месторождений нефти, то есть на вовлечение их хозяйственный оборот. Это обусловило рост цен, что сделало возможным увеличение добычи нефти именно за счет новых нефтегазоносных районов, освоение которых стало коммерчески эффективным. С вводом новой группы месторождений с более высокими издержками произошла трансформация части монопольной ренты в дифференциальную.
Поскольку основная часть нефти поставляется по международным контрактам, в современных условиях не существует объективных природных факторов для формирования монопольной ренты. Более того, период 19702003 гг. доля межрегиональных поставок нефти в объеме мировой добычи возросла с 53,8 до 62,7%1. Таким образом, только искусственные ограничения доступа к освоению части запасов обуславливают наличие сверхдохода на худших месторождениях.
В этих условиях во второй половине ХХ века в периоды ослабления организационных ограничений на добычу и поставки нефти (увеличение и нарушение квот странами ОПЕК, снятие эмбарго на поставки расширение транспортных мощностей за счет ввода новых нефтепроводов и развития портов и др.) монопольная рента отсутствовала либо была отрицательной.
Удельное значение монопольной ренты (гщ) определено как превышение цены реализации нефти (р) конкретного сорта (г) на международном рынке над ценой производства на месторождениях с замыкающими затратами (ру), т. е. как дополнительный доход (убыток) относительно средней по экономике прибыли:
Гщ = Рг - РУ1,
1 В расчетах в качестве международных приняты поставки между следующими странами и региональными группами: США, Канада, Мексика, Южная и Центральная Америка, Европа, Ближний Восток, СНГ, Северная Африка, Центральная Африка, Южная Африка, Китай, Япония, Австралия, АТР (исключая Китай, Японию и Австралию). Реально доля поставок нефти и нефтепродуктов, пересекающих государственные границы, составляет более 75 % в общем объеме мировых продаж (2006 г.).
цена производства рассчитана как сумма полных издержек (Cl) и средней прибыли на авансированный капитал (mn):
pVl = Cl + mn,
полные издержки рассчитаны как сумма издержек производства (Cpl) и обращения (Ctl):
Cl = Cpl + Ctl.
Методологически можно предложить два основных подхода относительно того, какую цену использовать при расчете монопольной ренты: (1) цену замыкающего сорта нефти либо (2) цену маркерного сорта нефти. Поскольку основная часть нефти поставляется по международным контрактам, а объем поставок нефти на мировой рынок с месторождений с замыкающими затратами может быть незначителен, в настоящем исследовании в качестве «базовой» используется цена маркерного сорта Brent (pmark), поскольку это позволяет проводить расчеты монопольной и дифференциальной ренты для различных сортов нефти на основе единой мировой цены:
rm pmark (Cpl + Ctl + mn)?
соответственно, объем монопольной ренты для конкретного сорта нефти (Rmi) рассчитывается умножением объема поставок (q) на значение удельной монопольной ренты на замыкающих месторождениях:
R-ті Я і ^ (Pmark (ppl Сtl ^п))-
При расчете монопольной ренты в нефтяной промышленности средняя норма прибыли на авансированный капитал была принята на уровне 12 %, в качестве замыкающей группы месторождений - Венесуэла (1965-1973 гг.), Канада (1974-1979 гг.), Британский сектор Северного моря (1980-1984 гг.), Австралия (1985-2002 гг.). Монопольная рента одинакова на всех месторождениях, поскольку рассчитывается именно по группе месторождений с наиболее высокими издержками. Поскольку в период низких цен на нефть норма прибыли на месторождениях с замыкающими затратами ниже средней по экономике, монопольная рента может быть отрицательной.
Монопольная рента, рассчитанная по цене реализации маркерного сорта и цене производства на месторождениях с замыкающими затратам (наиболее высоким в отрасли), одинакова для всех месторождений. Соответственно, монопольная рента рассчитана на основе мировой цены как дополнительный доход сверх нормативной прибыли на месторождениях Австралии, т.е. разница между ценой реализации маркерного сорта Brent и суммой полных издержек (добычи и транспортировки) и средней прибыли для австралийского сорта Gippsland. В начале 2006 г. удельное значение монопольной ренты составило 43,36 долл. на барр. или почти в десять раз больше, чем в 2002 г. Значительный рост показателя монопольной ренты отражает резкое повышение международных цен на нефть. Доля ренты в цене находилась в этот период диапазоне от 65,3 до 92,1%.
Условия производства в значительной мере определяются природными факторами, поэтому для добывающей промышленности характерен
неравномерный рост издержек. Кривая предложения в нефтяной промышленности имеет ступенчатый характер, отражающий ввод новых групп месторождений с более высокими издержками добычи. Ввиду неравномерного распределения природных ресурсов с ростом добычи происходит переход в новые районы, что приводит к увеличению затрат, требует использования новых технологий, формирования дополнительной транспортной инфраструктуры. Дифференциальная рента (rd), может отражать различия в горно-геологических условиях и технологиях разработки, транспортных издержках и качестве добываемой нефти. Исходя из этого, для добывающих отраслей можно выделить три основных вида дифференциальной ренты: горную ренту (rdp), ренту положения (rdg), ренту качества (rdq).
rd = rdp + rdg + rdq.
Горная рента - это дополнительный доход, получаемый на месторождениях с издержками добычи меньшими, чем на замыкающих месторождениях, за счет лучших горно-геологических условий разработки. В представленной таблице горная рента рассчитана как разница издержек добычи на месторождениях с наибольшими полными затратами (т.е. наибольшими издержками производства и обращения, для нефтяной промышленности - затратами на добычу и транспортировку нефти).
Поскольку более высокой денежной оценки основных фондов абсолютные значения нормативной прибыли (mn) на авансированный капитал на замыкающих месторождениях, как правило, выше, чем на средних или лучших, то разница в нормативной прибыли также имеет рентную природу и методологически относится к дифференциальной ренте.
Соответственно, удельная горная рента рассчитывается:
У dpi (ppl mnpl) (ppi тпрд,
объем горной ренты доя конкретного сорта (Iiipiy. Rdpi = q, х ((cpi + mnpi) - (cpi mnpi))-
Крупнейшие транснациональные и многонациональные нефтяные компании (ExxonMobil, ChevronTexaco, Royal Duch / Shell, British Petroleum и др.) многие десятилетия работают в различных регионах мира и, часто, первыми внедряют наиболее совершенные технологии добычи, транспортировки и переработки, что позволяет снизить издержки и повысить экономический эффект от реализации конечной продукции. Это позволяет выделить особый вид горной ренты. Технологическая рента - это дополнительный доход, получаемый на месторождениях с издержками добычи меньшими, чем на замыкающих месторождениях, за счет пионерного применения экономически более эффективных технологий. В ряде случаев экономический эффект от внедрения некоторых технологических решений может быть сведен лишь к максимизации дисконтированного финансового потока инвестора, в ущерб интересам долгосрочного развития добывающего региона. Это отчасти может относиться к методам интенсификации добычи (гидроразрыв пласта и др.), когда чрезмерное увеличение текущих отборов на начальной стадии разработки может привести к ее последующему резкому
падению. В этом случае в течение начального периода эксплуатации компания-оператор получает сверхдоход в виде технологической ренты, при этом дальнейшая разработка месторождения может стать экономически нецелесообразной.
Рента положения - это дополнительный доход, получаемый, на месторождениях с транспортными издержками меньшими, чем на замыкающих месторождениях, за счет близости к рынкам сбыта. В настоящей статье удельная рента положения (rdt) для конкретных товарных позиций рассчитана как разница издержек транспортировки и нормативной прибыли на капитал, авансированный в системы транспорта, относительно месторождений с наибольшими полными расходами (т.е. затратами на добычу и транспортировку):
rdti = (cti + mnti) - (cti + mnti),
суммарный объем ренты положения для конкретного сорта (Rdi) рассчитывается путем умножения объема поставок на значение удельной ренты:
Rdti = qt х ((си) + mnti) - (cti + mntl)).
Поскольку транспортные расходы для ряда крупных районов добычи (Россия, Ближний Восток) выше, чем на замыкающей группе месторождений (в последние годы - Австралия), рента положения на них отрицательна. В цене североморской и американской нефти имеет место рента положения, поскольку в этих районах добычи хорошо развита транспортная и перерабатывающая инфраструктура при непосредственной близости к основным потребителям.
Существуют несколько основных региональных рынков сырой нефти и нефтепродуктов, различие цен на которых может колебаться в диапазоне до 33 долл. в расчете на 1 баррель, что объясняется их различной удаленностью от центров добычи и потребления, объемами продаж и качеством сырья.
В условиях значительной удаленности основных нефтедобывающих
регионов России от международных рынков сбыта рента положения для
сорта Urals всегда отрицательна. Для 2002 г. она составляла минус 1,34 долл./барр. ((1,9 - 3,1) - разница в издержках плюс (1,5 х 12% - 2,48 х 15%) - разница в нормативной прибыли), а для 2006 г. - минус
1,45 долл./барр.
Рента качества - это дополнительный доход, получаемый на месторождениях с лучшими качественными характеристиками добываемой нефти и, соответственно, реализуемой по более высокой цене.
Количественно рента качества (rdq) может определяться как (1) превышение (дисконт) цены определенного сорта нефти (pi) к цене наиболее дешевого сорта нефти (pmin), представленного на рынке, либо как (2) разница с ценой маркерного сорта (pmark):
(1) rdqi pi pmin,
(2) rdqi pi pmark,
суммарный объем ренты качества для конкретного сорта (Rdqi) рассчитывается путем умножения объема поставок на значение удельной ренты:
Rdqi (Ji Fdqj.
Основные характеристики, влияющие на цену нефти - плотность и содержание серы. В цене легких и низкосернистых сортов нефти - Tapis, Saharan, Es Sider, Bonny, Brent, Minas и др. - содержится рента качества, поскольку при переработке этих видов нефти более высока доля светлых фракций (бензина, авиа керосина и др.), наиболее дорогих и пользующихся спросом на потребительском рынке. Поскольку, например, на начало 2002 г. или 2006 г. североморский сорт Brent был самым дорогим, поэтому рента качества по всем остальным товарным позициям была отрицательной, в отличие от других лет.
В период низких цен корреляция между ценой нефти и содержанием в ней серы, как правило, выше, тогда как при аномально высоких ценах эта связь менее значима. Коэффициент детерминации (R2) между удельным содержанием серы и ценой нефти по основным экспортным позициям в отдельные периоды времени, когда цены были наиболее низки, составлял от 0,68 до 0,75.
В условиях высоких цен на нефть корреляционная зависимость цен и содержания серы уменьшается. Это объясняется тем, что в условиях дефицита нефти качественная структура дополнительного предложения не совпадает со структурой предъявляемого спроса. Кроме того, в условиях высоких цен на нефть возникает ажиотажный спрос на нее, что приводит к росту спекулятивных операций. Развитие систем трубопроводного транспорта (разные сорта часто смешиваются в нефтепроводах, их качественные характеристики усредняются) и совершенствование технологий нефтепереработки ведет к сглаживанию в долгосрочной перспективе ценовых различий между основными сортами нефти.
Основные механизмы перераспределения ренты - налогообложение и манипулирование компаниями уровнем затрат. Налоговое бремя в нефтяной промышленности варьируется по странам мира в основном в диапазоне от 15 до 65% в цене продаж, что позволяет изымать значительную часть доходов рентного характера, обеспечивая коммерческую эффективность инвестиций.
Особенности ренты в нефтяной промышленности России
Нефтяная промышленность России характеризуется рядом особенностей, учет которых необходим при оценке и распределении ренты, регулировании работы отрасли:
- Около 80% нефти добывается в северных регионах с суровыми природно-климатическими условиями, в перспективе с учетом распределения сырьевой базы эта доля будет увеличиваться;
- В отрасли не происходит воспроизводства минерально-сырьевой базы, поддержание увеличение добычи ведется за счет открытых ранее запасов;
- Качество сырьевой базы продолжает ухудшаться, растет объем и доля трудноизвлекаемых запасов, на значительной части месторождений плохие коллекторы, низкие дебиты;
- Высокая доля неработающих скважин в эксплуатационном фонде;
- Основные фонды нефтяного комплекса имеют высокую степень износа, амортизировано более чем 50% оборудования в нефтедобыче, 80% - в нефтепереработке;
- Более 50% магистральных нефтепроводов эксплуатируются свыше 25 лет при нормативе 30 лет, износ основных фондов нефтепродуктопроводов и резервуарных мощностей превышает 70%;
- От устойчивости развития нефтяной промышленности зависит социально-экономическая обстановка в, преимущественно, моноотраслевых нефтедобывающих регионах.
Современная нефтяная промышленность России развивается в значительной мере за счет того задела, который был создан в 1970-1980-е гг. Тогда были разведаны запасы и инфраструктура - основа быстрого роста отрасли в 2000-2004 гг. Начиная с 2005 г. произошло резкое замедление темпов роста добычи нефти в стране. Если сейчас не сформировать нового задела - обвал производства в нефтяной промышленности уже с 2013-2015 гг. неизбежен. В этих условиях часть доходов нефтяной отрасли России, формально оцениваемых как рента и распределяемых между государством и компаниями, реально представляет собой недофинансирование ряда направлений, необходимых для ее нормальной работы в перспективе.
В 2005 г. году в условиях значительного роста как мировых так и внутренних цен на нефть и нефтепродукты рентная составляющая в выручке нефтяной отрасли составила 70% или около 140 млрд долл. С позиции коммерческой эффективности наиболее доходным сегментом бизнеса является экспорт сырья, за которым следует экспорт нефтепродуктов, который даже с учетов высоких пошлин и гипертрофированной структуры (в основном это мазут и дизельное топливо) несколько превышает по рентабельности продажи нефтепродуктов на внутреннем рынке. Наименее выгодны - продажи сырья на внутреннем рынке, что объясняется отсутствием внутреннего рынка сырой нефти в условиях соответствующего структурирования отрасли, когда почти все НПЗ входят в состав вертикально-интегрированных нефтяных компаний и получают сырье по трансфертным ценам.
В государственный бюджет поступило более 91 млрд долл. рентных доходов или 46% от объема конечных продаж нефтяной промышленности, включая экспорт. Чистая прибыль нефтяных компаний достигла почти 70 млрд. долл. или около 35% от консолидированной выручки, что в несколько раз превышает рентабельность продаж крупнейших зарубежных нефтяных компаний.
В распоряжении компаний осталось около 48 млрд долл. ренты, что составляет 24% их выручки. Кроме того, компании получили почти
22 млрд долл. нормативной прибыли (11% от выручки). Объем свободных средств нефтяных компаний составил около 60 млрд долл., инвестиции в основной и оборотный капитал (методологически все расходы на ГРР в нефтяной промышленности до начала промышленной эксплуатации месторождения относятся к инвестиционным вложениям) - 13,7 млрд долл. В целом по отрасли на геологоразведочные работы было направлено более 50 млрд. руб. (1,75 млрд долл.), в том числе из федерального бюджета -4,47 млрд руб. (0,16 млрд долл.). Доля расходов на ГРР в объеме конечных продаж снизилась по сравнению с 2003 г. более чем на 7 п.п. до 0,9%. Т. е. в условиях роста цен и доходов не произошло соответствующего увеличения расходов на геологоразведочные работы.
С учетом перечисленных выше особенностей формирования и работы современной нефтяной промышленности России необходимо обеспечить распределение части доходов рентного характера, получаемых как государством, так и компаниями на: (1) проведение геологоразведочных работ для расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы; (2) модернизацию производственной и транспортной инфраструктуры нефтяной промышленности; (3) обеспечение устойчивого социально-экономического развития российских регионов.
Методологически это возможно путем закрепления определенных нормативов от количественно известных и технически контролируемых величин. Следует законодательно установить для ВИНК уровень расходов на ГРР не менее 6% от суммарной выручки по группе, а не по добывающему подразделению. В 2003 г. это составило бы более 4,8 млрд долл., в 2005 г. -
11.8 млрд долл.
Если оценить инвестиции в основной и оборотный капитал из фактических показателей наиболее устойчиво работающих компаний (где финансовые результаты в значительной мере взаимосвязаны с фундаментальными производственными индикаторами) и социально-ответственных компаний (ОАО «Сургутнефтегаз»), то они должны были составить в 2005 г. не менее
19.8 млрд долл. С учетом модернизации и реальной оценки стоимости основных фондов по количественным аналогиям с крупнейшими зарубежными компаниями в расчете на единицу добычи УУВ суммарная амортизация в нефтяной промышленности составила бы около 5,8 млрд долл. Кроме того, введение инвестиционного тарифа для модернизации и развития систем трубопроводного транспорта и наливных терминалов увеличило бы транспортные расходы не менее чем на 30%, которые с учетом фрахта должны были бы составить 21,5 млрд долл. Дополнительные расходы компаний на поддержание и развитие социальной инфраструктуры, принятые на уровне 5% от консолидированной выручки, составили бы 9,9 млрд. В результате такого изменения финансовых потоков, необходимого для устойчивого развития нефтяной отрасли, уровень расчетной ренты должен был составить 107,7 млрд долл. или свыше 54% от суммарной выручки, расчетная чистая прибыль - более 39 млрд долл. или около 20% от выручки. Свободные средства компаний составили бы 33,6 млрд долл., что достаточно как для
существенного расширения и модернизации производства, выплаты дивидендов, реализации дополнительных инфраструктурных и социальных проектов.
В этих условиях государство должно обеспечить модернизацию и устойчивую, социально-ориентированную работу отрасли, что возможно через проведение эффективной лицензионной и налоговой политики. Необходимо проведение научной и общественной экспертизы деятельности нефтяных компаний. В случае, если финансирование по приоритетным направлениям (ГРР, социальная сфера, модернизация производства.), зафиксированное на определенном уровне от консолидированной выручки, компаниями не проводится, то эти средства должны изыматься в бюджет и расходоваться целевым назначением. Часть средств, получаемых государством, от сверхвысоких мировых цен на нефть должна поступать в специальный отраслевой фонд и тратиться целевым назначением на: (1) геологоразведочные работы, (2) поддержание и расширение нефтетранспортной инфраструктуры, (3) поддержания экспорта при низких мировых ценах на нефть. Это повысит стабильность работы нефтяной промышленности, оптимизирует хозяйственные решения при реализации высоко капиталоемких проектов.
Еще одна серьезная проблема, влияющая на устойчивость работы нефтяной промышленности - неучет в налоговой системе особенностей различных объектов разработки. В результате не дифференцированного налогообложения распределение ренты крайне неравномерно, что с одной стороны стимулирует отбор лучших запасов, а с другой - сокращение издержек. Необходимо дифференцировать уровень налогообложения в зависимости от: (1) стадии разработки, (2) географо-климатических условий, (3) размеров месторождений, (4) состояния конкретных скважин. Преодоление ошибок (злоупотреблений) при определении режимов налогообложения возможно за счет проведения системного мониторинга и аудита.
© А.Г. Коржубаев, И.В. Филимонова, Л.В. Эдер, 2006
