CC BY
102
УДК: 004:330.322:622.276 DOI 10.46689/2218-5194-2022-1-1-477-488
ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ (НА ПРИМЕРЕ ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Ю.Г. Богаткина, О.Н. Сарданашвили
Представлены методические положения технико-экономической оценки разработки морских месторождений. Проведена оценка разработки Приразломного месторождения с учетом различных налоговых механизмов. Рассмотрены действующие налоговые режимы России и Китая, в том числе налоговые механизмы на основе соглашения о разделе продукции. Показано, что использование данного налогового режима при разработке морских месторождений является более эффективным по сравнению с применением налога на добычу полезных ископаемых и налога на дополнительный доход для недропользователей в Российской Федерации.
Ключевые слова: морские месторождения углеводородов, технико-экономическая оценка эффективности разработки, налоговые режимы, оценка экономической устойчивости.
Морская нефтегазодобыча является технологически более сложным производственным процессом по сравнению с разработкой месторождений на суше. Освоение морских месторождений на шельфах арктических морей осложняется географическими и природно-климатическими условиями при их разработке. Так, на обустройство месторождений прежде всего оказывают влияние глубина моря и особенности расположения морских акваторий, что требует создания уникальных эксплуатационных систем. При этом прогноз исходных технико-экономических показателей освоения запасов нефти и газа зависит от особенностей геологического строения нефтегазовых залежей, определяющих экономическую целесообразность его разработки.
Для северных регионов, удаленных от основных источников природных углеводородов и не имеющих значительного ресурсного потенциала на суше, освоение ресурсов континентального шельфа является задачей ближайшей перспективы. В результате морские ресурсы природных углеводородов служат, в основном, резервом для поддержания отечественной добычи углеводородов в период естественного ее падения на суше. По запасам промышленных категорий и по неразведанным ресурсам углеводородов Россия является общепризнанным мировым лидером.
На шельфе РФ уже выявлены более 20 крупных нефтегазоносных бассейнов, открыты 32 месторождения, в том числе супергигантские газовые Штокмановское, Русановское, Ленинградское - в Западной Арктике и несколько крупных месторождений нефти - на шельфе Сахалина и в Печорском море. Разведанные и подтвержденные балансовые запасы При-
разломного месторождения составляют более 230 млн тонн нефти, Шток-мановского - около 32 трлн куб. м газа и 30 млн тонн газового конденсата [1,2].
В основе оценки технико-экономической эффективности разработки морских ресурсов природных углеводородов лежит динамическое моделирование основных показателей [3,4]. Состав капитальных затрат по направлениям показан в табл.1
Эксплуатационные расходы на добычу нефти при разработке морских месторождений состоят из условно-переменных расходов, содержащих однородные экономические элементы, и условно-постоянных расходов [3, 4].
Условно-переменные однородные экономические элементы (т.е. сырье и основные материалы, вспомогательные материалы, топливо, энергия), распределяются пропорционально годовым объемным показателям по закачке воды, добыче жидкости, в том числе механизированным способом и добыче нефти и газа с использованием действующих удельных норм и ставок. В состав условно-постоянных расходов входят заработная плата персонала (основная и дополнительная с отчислениями на социальное страхование), амортизация основных фондов и прочие производственные расходы. Эти расходы распределяются по месторождениям пропорционально действующему фонду эксплуатационных скважин. Амортизация по выбывшим скважинам не начисляется. Состав эксплуатационных затрат при разработке морских месторождений показан в табл. 2.
Таблица 1
Состав капитальных вложений при разработке морских месторождений
Направления капитальных вложений Виды работ, объекты строительства
¡.Строительство морской платформы. Оборудование скважин на море (затраты распределяются пропорционально скважинам, с учетом способов добычи) Специальное оборудование, которое позволяет предотвратить выброс нефти или газа
2.Бурение (затраты распределяются пропорционально метражу бурения по месторождениям, входящим в предприятие. Включают затраты на породоразрушающий инструмент и оборудование Бурение разведочных и эксплуатационных скважин (добывающие нефтяные, газовые, нагнетательные, резервные, вспомогательные скважины)
3. Сбор и транспорт нефти и газа нефти и газа на море Хранение нефти на платформе в кессоне. Устройство перекачки нефти на танкер, включая оборудование скважин системой аварийной остановки. Боновые заграждения, ским-меры, навесные системы сбора нефти изпо-дольда, нефтесборщик
Окончание табл. 1
4. Подготовка нефти и очистные сооружения на море Подготовка нефти до товарной кондиции с использованием малогаборитных установок
5.Поддержание пластового давления (затраты на закачку рабочих агентов, обустройство устьев нагнетательных скважин; напорные водоводы; кустовые насосные станции (КНС) водозаборные сооружения, включая скважины; монтаж гребенок; водоводы пластовой воды) Закачка рабочих агентов, обустройство устьев нагнетательных скважин; напорные водоводы; кустовые насосные станции (КНС) водозаборные сооружения, включая скважины; монтаж гребенок; водоводы пластовой воды.
б.Прочее обустройство (затраты на: - электроснабжение и связь; - автоматизация, телемеханизация; - транспорт; - базы; - промводснабжение и др Трансформаторные подстанции, линии электропередач и связи, подстанции для электроснабжения баз, радиорелейные линии контроля и телемеханики, внешние сетки КИП и АиВТ, в том числе радиотелефонная связь, волоконно-оптические кабели для компьютерных сетей, оборудование круглосуточного наблюдения, компьютерная система безопасности, морские нефтеотгрузочные танкеры, базы по ремонту и обслуживанию электросетей и электрооборудования, по ремонту НКТ, базы комплекации и т.д., базы производственного обслуживания и управления капремонта, водоводы для нужд промводснабжения, канализационные сооружения и прочие
7. Оборудование, не входящее в сметы строек предприятия (затраты распределяется пропорционально вводу скважин по месторождению Оборудование, не входящее в сметы строек предприятия
Таблица 2
Состав эксплуатационных затрат при разработке морских
месторождений
Наименование однородных элементов Содержание расходов
1.Сырье и основные материалы (стоимость нефти и газа, расходуемых на выработку продуктов стаби-лизации в установках по стабилизации и комплексной подготовке нефти) Стоимость водных ресурсов для поддержания пластового давления
2. Вспомогательные материалы (стоимость покупных материалов, используемых для обеспечения технологического Стоимость вспомогательных материалов, реагентов, запасных частей
3. Топливо (стоимость всех видов топлива, включая нефть и газ собственной добычи, расходуемого на технологические цели, для выработки всех видов энергии (электрической, тепловой, сжатого воздуха, кислорода и т.п.), на отопление зданий, а также потребляемого агрегатами и транспортными средствами) Стоимость нефти и газа и других видов топлива, расходуемого на производственно-технологические нужды
Окончание табл. 2
4. Подготовка нефти и очистные сооружения на море Подготовка нефти до товарной кондиции с использованием малогаборитных установок
5.Поддержание пластового давления (затраты на закачку рабочих агентов, обустройство устьев нагнетательных скважин; напорные водоводы; кустовые насосные станции (КНС) водозаборные сооружения, включая скважины; монтаж гребенок; водоводы пластовой воды) Закачка рабочих агентов, обустройство устьев нагнетательных скважин; напорные водоводы; кустовые насосные станции (КНС) водозаборные сооружения, включая скважины; монтаж гребенок; водоводы пластовой воды.
б.Прочее обустройство (затраты на: - электроснабжение и связь; - автоматизация, телемеханизация; - транспорт; - базы; - промводснабжение и др Трансформаторные подстанции, линии электропередач и связи, подстанции для электроснабжения баз, радиорелейные линии контроля и телемеханики, внешние сетки КИП и АиВТ, в том числе радиотелефонная связь, волоконно-оптические кабели для компьютерных сетей, оборудование круглосуточного наблюдения, компьютерная система безопасности, морские нефтеотгрузочные танкеры, базы по ремонту и обслуживанию электросетей и электрооборудования, по ремонту НКТ, базы комплекации и т.д., базы производственного обслуживания и управления капремонта, водоводы для нужд промводснабжения, канализационные сооружения и прочие
7. Оборудование, не входящее в сметы строек предприятия (затраты распределяется пропорционально вводу скважин по месторождению Оборудование, не входящее в сметы строек предприятия
В качестве примера оценки технико-экономической эффективности разработки морского месторождения ниже представлены результаты расчетов показателей Приразломного месторождения [5]. В табл. 3 представлены нормативные показатели капитальных и эксплуатационных затрат на начало 2014 г. для этого месторождения.
Таблица 3
Удельные нормы затрат по Приразломному месторождению
Нормы затрат для расчета капитальных вложений Значение
¡.Стоимость морской платформы, тыс. руб. 50400000
2 Стоимость бурения добывающей скважины, тыс. руб./скв. 516000
3. Стоимость бурения нагнетательной скважины, тыс. руб./скв. 450000
4. Норматив затрат в оборудование скважины под эксплуатацию, тыс .руб. /скв. 14340
5.Норматив затрат в комплекс сбора и транспорта нефти и газа, тыс. руб./скв. 11640
Окончание табл. 3
6. Норматив затрат на закачку воды, тыс.руб/скв. 54600
7.Норматив в подготовку нефти и очистные сооружения, тыс. руб./доб.скв. 156960
8. Норматив затрат в оборудование, не входящее в сметы строек предприятий нефтедобычи, тыс. руб./скв. 218880
Нормы затрат для расчета эксплуатационных затрат
9. Норма затрат в ремонтный фонд, тыс. руб./скв. 19200
10. Норма оплаты труда ШШ основная и дополнительная, тыс .руб./скв. 31560
Комплексная экономическая оценка была проведена на основе динамического моделирования основных экономических показателей по вариантам разработки морских нефтегазовых объектов с применением отраслевой автоматизированной системы [4].
Одной из актуальных проблем экономической оценки проектов разработки нефтегазовых месторождений является учет налоговой составляющей в расходах инвестора. Оптимальный уровень налогов должен обеспечивать учет интересов государства как собственника недр, так и инвестора, а также создать условия для эффективной работы системы недропользования [6-8].
Были проведены исследования экономической оценки основных экономических показателей варианта разработки Приразломного месторождения с учетом различных налоговых моделей:
- налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ);
- налог на дополнительный доход (НДД) России;
- соглашения о разделе продукции (СРП) России и Китая.
Расчеты были проведены с начала 2014 года по фактическим технологическим показателям до 2020 года и далее по прогнозным показателям до 2038 года с использованием экономических моделей [3 - 5]. Основные технико-экономические показатели, которые были одинаковыми для всех проведенных вариантов расчетов, представлены в табл. 4
Таблица 4
Основные технико-экономические показатели разработки Приразломного месторождения
Основные постоянные показатели разработки Значение показателя
Фонд добывающих скважин, шт. 19
Фонд нагнетательных скважин, шт. 16
Добыча нефти, тыс.т 61401
Добыча газа, млн м3 3478
Выручка от реализации нефти, млн руб. 1383454
Окончание табл. 4
Выручка от реализации газа, млн руб. 3478
Суммарная выручка, млн руб. 1386931
Капитальные вложения, млн руб. 83276
Срок разработки, годы 30
Результаты расчетов для варианта разработки Приразломного месторождения при действующем в РФ режиме налогообложения представлены в табл. 5, 6.
Таблица 5
Технико-экономические показатели разработки по Приразломному _месторождению___
Технико-экономические показатели разработки Россия Россия
НДПИ НДД
Эксплуатационные расходы без амортизации, млн руб. 393906 47699
Налоги в составе себестоимости, млн руб. 364741 18534
Налоги и отчисления вне себестоимости, млн руб. 739655 1077257
Себестоимость, руб./т 7355 2019
Поток денежной наличности, млн руб. 170094 178700
Срок окупаемости, годы 10 10
Чистый дисконтированный доход (доход недропользователя), млн руб. 29970 34988
Степень риска низкая низкая
Внутренняя норма рентабельности, % 12 15
Индекс доходности, ед. 1,12 1,52
Доход государства, млн руб. 1104397 1095792
Как показали результаты расчетов, разработка Приразломного месторождения при действующем налоговом режиме РФ является эффективной, но доход недропользователя существенно ниже дохода государства
Таблица 6
Технико-экономические показатели разработки Приразломному _месторождению. на условиях СРП__
Технико-экономические показатели разработки СРП Китая СРП Россия
Налоги и отчисления вне себестоимости, млн руб. 885141 803548
Окончание табл. 6
Себестоимость, руб./т 1602 1602
Поток денежной наличности, млн руб. 320180 401772
Чистый дисконтированный доход, млн руб. 115903 146235
Срок окупаемости, лет 4 4
Степень риска низкая низкая
Внутренняя норма рентабельности, % 35 37
Индекс доходности, ед. 2,24 2,34
Доход государства, млн руб. 885141 803548
На рисунке представлено сравнение значений чистого дисконтированного дохода (дохода недропользователя) при использовании различных налоговых режимов.
Налоговый режим СРП Китая формирует значения компенсационной и прибыльной продукции с применением скользящих шкал в зависимости от уровня добычи. Налоговый режим СРП России применялся при уровне компенсационной продукции 90 % на покрытие затрат и распределения прибыльной продукции между государством и инвестором соответственно 40 и 60 %.
Сравнение чистого дисконтированного дохода (дохода недропользователя) при использовании различных налоговых режимов
Также был проведен многовариантный расчет при использовании СРП России при различных значениях компенсационной и прибыльной продукции, что показано в табл. 7. В соответствии с Законом о недропользовании исследовался диапазон изменения максимального покрытия затрат
от 90 до 50 процентов и распределение прибыльной продукции от 40 до 60 процентов для инвестора. Все расчеты проводились при действующих затратах и устойчивой цене на нефть 50долл/барр с реализацией продукции на внешнем рынке.
Таблица 7
Результаты расчетов показателей технико-экономической
эффективности при применении СРП по Приразломному __месторождению__
№ Процент распре- Процент распре- Чистый дис- Внутренняя Дисконти- Срок
деления прибыль- деления прибыль- контирован- норма рен- рованный окупае-
ной продукции в ной продукции в ный доход табельности, доход госу- мости,
пользу инвестора, пользу государ- недропользо- % дарства, год
% ства, % вателя, млн руб. млн руб.
Максимальное покрытие затрат
90%
1 60 40 146 36,60 339 5
2 50 50 118 33,50 366 5
1 2 3 4 5 6 7
3 40 60 90 29,90 394 5
80%
4 60 40 145 36,20 339 5
5 50 50 117 33,00 367 5
6 40 60 90 29,40 395 5
70%
7 60 40 145 35,90 340 5
8 50 50 117 32,60 368 5
9 40 60 89 28,90 395 5
60%
10 60 40 144 35,40 340 5
11 50 50 116 32,10 368 5
12 40 60 88 28,30 396 5
50%
13 60 40 144 34,90 341 5
14 50 50 115 31,40 369 5
15 40 60 87 27,60 398 5
Анализ результатов оценки показал, что государство как хозяин ресурсов и запасов при всех процентах реализации продукции, идущей на покрытие затрат инвестора и при фиксированном распределении прибыльной нефти, всегда получает доход более 50 % без каких-либо финансовых затрат и проектного риска. Необходимо отметить, что максимальная величина дохода государства приходится на минимальные компенсационные условия для инвестора, что свидетельствует о противоречивости интересов партнеров. Установлено, что при 90 % покрытия затрат целесообразно
принимать решения, которые приведут к согласованным и взаимовыгодным интересам государства и инвестора.
При оценке вариантов в многостадийном проектировании разработки морских месторождений целесообразно учитывать влияние риска вложения инвестиций в условиях неопределенности нефтегазодобывающего производства. К ним относятся: недостоверность геолого-промысловых параметров, недоразведанность месторождения, качество строительства скважин, высокая капиталоемкость, недостаточная обоснованность прогноза динамики добычи нефти и коэффициентов нефтеотдачи, сложность в определении предстоящих затрат и цен в условиях непредсказуемости рыночной конкуренции. Для оценки риска вложения инвестиций использовался метод Недосекина на основе аппарата нечеткой логики [4]. В основе расчета устойчивости проектов лежит варьирование следующих показателей: добыча природных углеводородов, цена реализации продукции, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. Эти показатели влияют на величину основных критериев экономической оценки по вариантам разработки морских месторождений. Результаты расчетов представлены в табл. 8
Таблица 8
Оценка риска вложений инвестиций для Приразломного месторождения по налоговой модели СРП России
Колебания показателей, % Чистый дисконтированный доход, тыс. руб Функция принадлежности, д.е. Функция риска, д.е.
Изменение добычи нефти
-20 53938656,78 0,00 0,00
-10 97496477,45 0,47 0,06
0 146235091,68 1,00 0,55
10 200448989,00 0,53 0,91
20 260391371,58 0,00 1,00
10 175599084,25 0,74 0,78
20 204842815,76 0,49 0,92
Влияние изменения капитальных затрат
-20 157555507,88 0,90 0,63
-10 151977032,39 0,95 0,56
0 146235091,68 1,00 0,55
10 140388294,82 0,94 0,34
20 134494232,86 0,87 0,27
Влияние изменения текущих затрат
10 147246668,37 0,99 0,48
Окончание табл. 8
20 146740880,02 1,00 0,46
0 146235091,68 1,00 0,55
-20 145729303,34 0,99 0,43
-10 145223515,00 0,99 0,42
Влияние изменения цен
-20 87053787,43 0,36 0,03
-10 116755305,79 0,68 0,14
0% 146235091,68 1,00 0,55
Оценка экономических рисков показывает устойчивость варианта с применением различных налоговых механизмов, представленных в настоящем исследовании. Уровень риска рассчитывается на основе среднего арифметического по функции принадлежности (табл. 8). Результаты оценки экономических рисков показали хорошую устойчивость варианта с применением СРП по сравнению с другими налоговыми режимами.
На основе анализа результатов проведенных исследований установлено, что для эффективной разработки Приразломного месторождения необходимо применять налоговый режим СРП РФ при выделении компенсационной продукции в размере 90 % и распределении прибыльной продукции от 40 до 60 для недропользователя.
Список литературы
1. Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2030 года. 2016 [Электронный ресурс].ЦЕЬ: http://www.rosnedra.gov.ru/article/8743.html (дата обращения 2021-07-15).
2. Купенчик Н. И. Арктический шельф - история с продолжением // Наука и жизнь. 2010. № 11. С. 17-24.
3. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000. 421 с.
4. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. М.: Макс-Пресс, 2020. 248 с.
5. Проект «Приразломное»: основные факты [Электронный ресурс] URL :/https:/ shelf. gazpromneft.ru/upload/iblock/109/spravka_o_ proekte_ prirazlomnoe.pdf (дата обращения 2021-07-15).
6. Федеральный закон Российской Федерации от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах» (с изменениями на 3 августа 2018). 2021 [Электронный ресурс]. URL: http://ivo.garant.ru/#/document/10104313/paragraph/675957:0 (дата обращения 2021-03-11).
7. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) (с изменениями на 17 февраля 2021г.) [Электронный ресурс].
2021[Электронный ресурс]. URL: —http://docs.cntd.ru/document/901765862 (дата обращения 2021-03-11)
8. Федеральный закон Российской Федерации от 30.12.1995 № 225 «О соглашении о разделе продукции». 2021 [Электронный ресурс]. URL:http://ivo. garant.ru/#/document/10105771/paragraph/21200:0 (дата обращения 2021-03-11).
Богаткина Юлия Геннадьевна, канд. техн. наук, вед. науч. сотр., ubgt@mail.ru Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук (ИПНГ РАН),
Сарданашвили Ольга Николаевна, канд. техн. наук, ^. науч. сотр., o.sardan@mail.ru, Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук (ИПНГ РАН)
ASSESSMENT OF TECHNICAL AND ECONOMIC EFFICIENCY OF DEVELOPMENT OF OFFSHORE HYDROCARBON DEPOSITS (ON THE EXAMPLE OF PRIRAZLOMNOE
DEPOSIT)
J. G. Bogatkina, O.N. Sardanashvili
The methodological provisions of the technical and economic assessment of the development of offshore fields are presented. An assessment of the development of the Prirazlomnoye field was carried out, taking into account various tax mechanisms. The current tax regimes in Russia and China, including tax mechanisms based on a production sharing agreement (PSA), are considered. It is shown that the use of the PSA tax regime in the development of offshore fields is more effective compared to the application of the tax on the extraction of minerals and the tax on additional income for subsoil users in the Russian Federation.
Key words: offshore hydrocarbon deposits, technical and economic assessment of development efficiency, tax regimes, assessment of economic sustainability.
Bogatkina Julia Gennadyevna, candidate of technical sciences, senior research officer, ubgt@mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences,
Sardanashvili Olga Nikolaevna, candidate of technical sciences, senior research officer, o.sardan@mail.ru,
Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Science
Reference
1. Strategy for the development of the mineral resource base of the Russian Federation until 2030. 2016 [Electronic resource].URL: http://www.rosnedra.gov.ru /article /8743.html (accessed 2021-07-15).
2. Kupenchik N. I. The Arctic shelf - a story with a sequel // Science and Life. 2010. No. 11. pp. 17-24.
3. Methodological recommendations for evaluating the effectiveness of investment projects. Moscow: Ekonomika, 2000. 421 p.
4. Bogatkina Yu.G. Evaluation of the effectiveness of investment projects in the oil and gas industry using automated modeling mechanisms. Moscow: Maks-Press, 2020. 248 p.
5. The Prirazlomnoye project: basic facts [Electronic resource]. URL:/https:/ shelf.gazpromneft.ru/upload/iblock/109/spravka_o_ proekte_ prirazlomnoe.pdf (accessed 2021-07-15).
6. Federal Law of the Russian Federation dated 02/21/1992 No. 2395-1 "On Subsoil" (as amended on August 3, 2018). 2021 [Electronic resource]. URL: http://ivo.garant.ru/#/document/10104313/paragraph/675957:0 (accessed 2021-03-11).
7. The Tax Code of the Russian Federation (Part Two) (as amended on February 17, 2021) [Electronic resource]. 2021[Electronic resource]. URL:-http://docs.cntd.ru/document/901765862 (accessed 2021-03-11)
8. Federal Law of the Russian Federation No. 225 dated December 30, 1995 "On the Production Sharing Agreement". 2021. [electronic resource]. URL:http://ivo.garant.ru/#/document/10105771/paragraph/21200:0 (accessed 2021-03-11).
УДК 622.34 DOI 10.46689/2218-5194-2022-1-1-488-502
МОДЕЛИРОВАНИЕ ВКЛАДА И ПОЛУЧАЕМЫХ ВЫГОД СТЕЙКХОЛДЕРАМИ В ГОРНОДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ
Э.В. Хлынин, М.П. Калиниченко
Представлены результаты разработки и апробирования научно-методического подхода к оценке вклада и получаемых стейкхолдерами экономических выгод в денежном выражении от взаимодействия с предприятиями горнодобывающей промышленности по их выборке. На примере ПАО «Коршуновский горнообогатительный комбинат» были установлены стейкхолдеры, получившие наибольшие экономические выгоды, что позволило осуществить постановку кооперативной игры с трансферабельными полезностями, а также найти ее решение в виде C-ядра как допустимые значения распределения этих выгод для предвидения поведения участников игры.
Ключевые слова: горнодобывающая промышленность, промышленные предприятия, горно-обогатительные комбинаты, вклады и выгоды стейкхолдеров, капитализация, моделирование, кооперативная игра.
Горнодобывающая промышленность - одна из стратегических отраслей России, развитие которой во многом предопределяет конкурентоспособность промышленных предприятий как этой сферы, так и смежных с ней. Дальнейшее развитие горнодобывающей отрасли зависит от решения целого ряда важных вопросов, один из которых - внедрение управленческих инноваций.
В рамках стейкхолдерской теории фирмы утверждается, что стейк-
