Основная задача состоит в контроле издержек с целью их минимизации, но не только за счет усилий со стороны компаний, а также и путем проведения структурных изменений s нефтегазовом секторе. Благоприятные геологические условия, как правило, способствуют сохранению принятой организации и технологии. Нефтегазовый сектор стремится компенсировать ухудшение условий (ценовых или геологических) за счет технологических или организационных инноваций. При этом консервативная институциональная структура может затруднять процесс адаптации нефтегазового сектора к меняющимся условиям.
Естественная динамика природной части активов комплекса определяет такую принципиальную особенность процесса институциональных преобразований в нем, как ярко выраженный динамический и региональный характер. Это означает, что по мере исчерпания лучших месторождений и перехода ко все более сложным и более выработанным объектам меняются не только технологические, но и экономические нормы и правила, определяющие особенности освоения и разработки подобных объектов. Также по мере изменения характеристик активов и изменения норм и правил (как технологических, так и экономических) меняются правила и формы взаимодействия хозяйственных единиц в рамках сектора в пределах той или иной нефтегазовой провинции. Там, где раньше экономически более целесообразно было объединение смежных (или последовательных) технологических стадий в рамках единой собственности (т. е. под эгидой одной полностью или частично интегрированной компании), позже данное объединение перестает давать желаемый эффект. Интегрированные (полностью или частично) компании начинают дробиться — из их ведения выделяются отдельные производственные стадии или целые технологические этапы, которые затем трансформируются в самостоятельные компании, оперирующие на региональном уровне. Данная тенденция является отражением более общей закономерности, связанной с прекращением получения эффекта экономии от масштаба, вызванного уникальными или крупными размерами первоначально вовлекаемых в разработку деторождении.
Несмотря на применение крупными компаниями уникальных технологий, смягчающих ухудшение характеристик разрабатываемых месторождений, общая закономерность действует неумолимо — на смену крупным компаниям и операторам приходят средние, мелкие и мельчайшие операторы и хозяйственные единицы. В рамках отдельного месторождения с течением Времени крупная компания замещается менее крупной и так далее до тех пор, пока объектами трансакций не становятся отдельные скважины. Тем самым постепенно действие эффекта экономии от масштаба во все большей степени замещается получением эффекта от большей гибкости и избирательности в применении технических и управленческих инноваций мелкими и сверхмелкими узкоспециализированными фирмами и подрядчиками.
Данная последовательность обеспечивает формирование гибкой институциональной структуры, направленной на достижение адаптивной эффективности. Именно адаптивная эффективность на стадиях высокой степени зрелости нефтегазовых провинций способствует продлению периода их экономически целесообразного функционирования. Такой процесс требует более высокого уровня специализации, обеспечения большей прозрачности издержек и наличия более простых процедур переуступки прав на пользование недрами (не только отдельных участков в пределах лицензионных блоков, но вплоть до отдельных скважин), а также новых подходов и новых форм сотрудничества и кооперации в процессах разведки, освоения и разработки месторождений.
Итак, институциональные преобразования в рамках нефтегазовою сектора предполагают: формирование норм и правил, учитывающих динамические и региональные особенности основных активов сектора — месторождений углеводородного сырья; изменение форм взаимодействия хозяйственных единиц в рамках сектора по мере изменения характеристик активов — “замещение” внутрифирменных связей и взаимодействий (в рамках единой собственности) межфирменными, основанными на контрактных отношениях различных узкоспециализированных компаний и операторов; эволюцию организационной структуры сектора в рамках отдельных нефтегазовых провинций в направлении постепенного ослабления роли и значения крупных и интегрированных структур и компаний; перенос добывающей деятельности крупных интегрированных компаний в другие нефтегазоносные провинции, в другие страны и в другие регионы мира по мере исчерпания условий и предпосылок их эффективного функционирования в рамках отдельный провинций.
Сказанное выше вовсе не означает, что вертикально интегрированные крупные компании исчерпали себя. Данные компании эффективны и целесообразны на начальных этапах освоения и разработки месторождений в рамках отдельных провинций, а также до достижения провинциями высокой степени зрелости. В рамках же отдельной страны эффективность крупных интегрированных (полностью или частично) компаний может сохраняться при наличии новых или находящихся в начальной или зрелой стадии нефтегазовых провинций (т. е. там, где они могут в полной мере реализовать свои преимущества).
Основной стратегией крупных компаний является, таким образом, не столько сохранение присутствия в рамках отдельных длительное время разрабатываемым провинций, сколько перенесение тяжести основных усилий в новые районы, на новые крупные месторождения. По мере появления новых технологий освоения и добычи углеводородов крупные компании получают возможность продлевать период экономически эффективного пребывания на ранее освоенных месторождениях. Однако, как было отмечено выше, природные особенности активов нефтегазового сектора, определяющие их динамику, тем не менее, берут свое, и компании вынуждены менять районы основных добывающих операций.
Опыт России.
Институциональную структуру нефтегазового сектора СССР отличал ярко выраженный дезинтеграционный характер — нормы и правила, формы взаимодействия, организационная структура сектора — все это имело мало общего с ориентацией на достижение экономической эффективности. В основе институциональной структуры лежали нормы и правила административного управления и взаимодействия хозяйственных единиц. Отсюда и преобладание бюрократических процедур управления и координации, а также стремление к образованию замкнутых территориально-производственных формирований с узкой специализацией, таких как производственные объединения по добыче и переработке углеводородов.
Вполне очевидным явлением на начальном этапе проведения экономических реформ стало стремление к преодолению данных недостатков. В этой связи основной акцент был сделан на создание вертикально интегрированных (полностью или частично) компаний, которые неоднократно провозглашались основными хозяйствующими субъектами в нефтегазовом секторе экономики России. Отдавая должное роли вертикально интегрированных компаний, все же следует отметить, что такой подход никак не учитывает и не принимает во внимание динамику основных активов сектора и динамические особенности институциональной структуры сектора в рамках отдельных нефтегазовых провинций и стран.
Для формирования сегмента мелких и средних компаний большинство стран мира используют не только различные формы и методы государственной поддержки — как нетарифные (такие, как, например, льготы по выходу на гарантированные рынки сбыта продукции), так и тарифные связанные с предоставлением пониженных тарифов на период возврата основных инвестиций). Немаловажную роль играет государственная политика в области предоставления лицензий на право разработки месторождений. Последнее особенно важно в российских условиях, где права на освоение и разработку всех основных газовых месторождений и 180 нефтяных месторождений были предоставлены крупнейшим нефтегазовым компаниям на бесконкурсной основе.
Как показало дальнейшее развитие событий, предоставление лицензий на значительное число месторождений крупнейшим нефтегазовым компаниям изменению ситуации в добыче нефти не способствовало, поскольку крупные вертикально интегрированные компании не заинтересованы в доразработке старых месторождений (после достижения определенных технологических и экономических границ), а также в освоении мелких и незначительных по запасам месторождений. Однако доля таких месторождений и запасов в России весьма значительна и продолжает увеличиваться.
Нам представляется, что к числу основных причин современных трудностей нефтяной, а в скором времени, возможно, и газовой промышленности относятся кризис и исчерпание возможностей сформированной на начальном этапе проведения экономических реформ институциональной структуры нефтегазового сектора. Нормы и правила освоения и разработки месторождений (прежде всего, система налогообложения), формы взаимодействия участников рассматриваемого сектора и, наконец, организационные структуры — все это вместе взятое не способствует формированию той адаптивной эффективности, о которой говорилось выше.
Говоря об уже намечающемся сходстве ситуации в нефтяной и газовой промышленности, мы имеем в виду, что современная добыча газа в России базируется на трех месторождениях-гигантах, одно из которых уже вошло в стадию падающей добычи, другое близко к ней, а начало падения добычи на третьем — тоже не за горами. Инвестиции в эти месторождения были осуществлены в советский период за счет бюджета, равно как и в основную . часть Единой газотранспортной системы,
Уже сейчас возникает, а в ближайшие годы значительно увеличится ^ потребность во вводе новых мощностей как для компенсации падения добычи на основных месторождениях, так и для обеспечения прироста добычи под новые контракты. При этом возникает ряд альтернативных вариантов, к которым в первую очередь можно отнести выход на новые регионы с вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений (Ямальская группа и Штокмановское месторождение) и получением соответствующего эффекта экономии от масштаба, но который в значительной степени будет “съеден” высокой стоимостью освоения и еще более высокими транспортными расходами для газа, чем для нефти. Но возможно и более интенсивное использование имеющихся и перспективных ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих районах с уже имеющееся инфраструктурой, правда, со всеми последствиями, свойственным поздней стадии развития нефтегазаносной провинции.
Развитие газотранспортной системы на юго-восток за счет месторождений Восточной Сибири и Якутии возможно в условиях гораздо более бедной сырьевой базы, чем в Западной Сибири, что существенно сокращает протекание всех стадий развития этой нефтегазоносной провинции. Других же крупных газоносных регионов с приемлемыми условиями освоения и транспортировки пока не предвидится.
В целом схожесть ситуации в газовой промышленности лишний раз подчеркивает фундаментальность принципа естественной динамики нефтегазовых активов, относящихся к минерально-сырьевой базе.
Перспективы развития нефтегазового сектора.
Как уже говорилось, тенденции изменения сырьевой базы диктуют необходимость законодательных и институциональных изменений, позволяющих заменить экономический эффект снижения издержек путем экономии от масштаба на эффект специализации и инноваций.
В законодательной области видятся два главных направления — порядок лицензирования и налогообложение. По первому направлению следует установить порядок лицензирования под конкретный проект, содержащий календарный план работ и схему их финансирования, Такой порядок будет способствовать привлечению реальных операторов, обосновавших свои возможности работать на конкретном объекте, С другой стороны, будет исключаться передача объектов “в долгий ящик” тем операторам, для которых они не представляют реального интереса и могут быть просто экономически обременительны.
В области налогообложения следует учитывать сокращение рентной составляющей (в ряде случаев до нуля), что должно найти свое отражение в акцизной политике. Величина акциза должна соответствовать ренте на конкретном объекте. Следует ожидать появления большого количества безакцизных объектов, а налог на нормальную прибыль будет становиться доминирующим в структуре выплат государству. Для небольших объектов, операции на которых поддаются типизации, а результаты колеблются в небольших интервалах (например, гидроразрыв на отдельных месторождениях), может быть введен специальный тип налогов.
Институциональные изменений должны следовать в направлении образования небольших и средних высокоспециализированных и инновационных компаний, владеющих эффективными технологиями выявления и эксплуатации нефтегазовых объектов в различных геологических условиях.
Исходя из своей специализации, компании ищут наиболее подходящие объекты, изучают их и, в случае заинтересованности, подают заявку на лицензию с приложением соответствующей документации. Они становятся главными операторами лицензионного объекта и привлекают сервисные компании в зависимости от характера предстоящих работ и собственной специализации. Это могут быть компании, специализирующиеся на бурении, геофизическом исследовании скважин, строительстве промысловых объектов, составлении проектов и смет и т. д. Параллельно организуется доступ потенциальных инвесторов к проектной документации, определяются первичные партнеры, доля их участия, разрабатывается схема финансирования.
В связи с большим многообразием горно-геологических условий и применяемых технологий сейчас не представляется возможным как-то стандартизировать процесс институциональных изменений в нефтегазовом секторе на зрелой и поздней стадиях его развития. Да в этом и нет большой необходимости. Логика рыночных отношений, внутренний и внешний спрос, состояние рынка инвестиций, возможности различных технологий и транспортной инфраструктуры — все это и многое другое будет влиять на возникновение и функционирование новых институтов в нефтегазовом секторе. При этом не исключается активное воздействие государства и компаний на этот процесс и представляется полезным использование опыта стран и регионов, нефтяная промышленность которых уже миновала ту стадию развития, в которую сейчас вступила Россия.
Вывод.
Суммируя сказанное, можно сделать следующие выводы: российская нефтяная промышленность находится на переходе к поздней стадии развития своей сырьевой базы; предстоящие геологические открытия не смогут коренным образом повлиять на естественную динамику, но позволят замедлить темп перехода к поздней стадии; геолого-экономические характеристики данной стадии не позволяют ожидать высоких рентных доходов; в сложившейся ситуации требуется активизировать все имеющиеся резервы повышения продуктивности и экономической эффективности, ожидается, что роль ВИНК, оперирующих на российской территории, в целом будет снижаться, но по-прежнему будет велика в новых районах, где они, как и ранее, смогут получать эффект экономии от масштаба; роль малых и средних компаний, получающих основные эффекты от низких накладных расходов гибкости организации производства, специализации и инноваций, должна возрастать; очень важно создать правовые и экономические условия для формирования сектора малых и средних нефтяных компаний.
Третий раздел классифицирует предприятия по их платежеспособности. Банк Франции фиксирует все случаи неплатежей и в зависимости от этого разделяет клиентов коммерческих банков на три группы, которым присваиваются шифры 7, 8 или 9. Шифр 7 означает пунктуальность в платежах, отсутствие реальных трудностей в денежных средствах в течение года. Шифр 8 дается при временных затруднениях, связанных с наличием денежных средств, которые не ставят под серьезную угрозу платежеспособность предприятия. Шифр 9 означает, что платежеспособность предприятия сильно скомпроментирована.
Четвертый раздел картотеки делит всех клиентов на две группы: предприятия, векселя и ценные бумаги которых могут быть переучтены или нет в Банке Франции.
6. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КЛАССА
КРЕДИТОСПОСОБНОСТИ ЗАЕМЩИКА.
В основе определения класса кредитоспособности Заемщика лежит критериальный уровень показателей и их рейтинг.
Коэффициенты и показатели на уровне средних величин являются основанием отнесения Заемщика ко 2 классу, выше средних - к 1 и ниже средних к 3 . В качестве примера можно привести следующую модель шкКоэффициенты и показатели на уровне средних величин являются основанием отнесения Заемщика ко 2 классу, выше средних - к 1 и ниже средних к 3 . В качестве примера можно привести следующую модель шкалы для государственных и акционерных предприятий (Табл. 2).
Табл. 2
Наиме-нование |
Коэффициент ликвидности Кл
| Коэффициент пок-рытия Кпокр. |
Показатель обеспе-ченности собствен-ными средствами Псс.=1 - Кпривл |
| отрасли |
1 класс |
2 класс |
3 класс |
1 класс |
2 класс |
3 класс |
1 класс |
2 класс |
3 класс |
П/п отрасли
1 |
Более
0.6 |
0.6-
0.4 |
Менее
0.4 |
Более
1.5 |
1.5-
1.3 |
1.3-
1.0 |
Более
50% |
50-
30% |
Менее
30% |
П/п отрасли
2 |
Более
0.4 |
0.4-
0.25 |
Менее
0.25 |
Более
2.0 |
2.0-
1.5 |
1.5-
1.0 |
Более
35% |
35-
25% |
Менее
25% |
П/п отрасли
3 |
Более
0.45 |
0.45-
0.3 |
Менее
0.3 |
Более
1.8 |
1.8-
1.3 |
1.3-
1.0 |
Более
60% |
60-
45% |
Менее
45% |
Рейтинг, и значимость, показателя в системе определяется экономистом индивидуально для каждого Заемщика в зависимости от политики данного коммерческого банка, особенностей клиента, ликвидности его баланса, положения на ссудном рынке. Например, высокая доля краткосрочных ресурсов, наличие просроченной задолженности по ссудам и неплатежей поставщикам повышают роль коэффициента ликвидности, который оценивает способность предприятия к оперативному высвобождению денежных средств. Втягивание ресурсов банка в кредитование постоянных запасов, заниженность размера собственных средств повышают рейтинг показателя обеспеченности собственными средствами. Нарушение экономических границ кредита, закредитованность клиентов выдвигают на первое место при оценке кредитоспособности уровень коэффициента покрытия .
Общая оценка кредитоспособности дается в баллах. Баллы представляют собой сумму произведений рейтинга каждого показателя на класс кредитоспособности :
Б=
Ре i
Кл i , где Б - сумма баллов ;
Реi - рейтинг i-го показателя;
Клi - класс i-го показателя .
По сумме баллов предприятию присваивается класс кредито-способности (I, II, III) . I класс присваивается при 100-150 баллах, II класс - при 151-250 баллах и III класс - при 251-300 баллах. Предприятие наиболее кредитоспособно, если ему присвоели класс I .
Пример определения суммы баллов приводится в таблице 3.
Табл.3
Вариант 1 2 3 4 5 6
П
о
к
а
з
а
т
е
л
и |
Р п
е о
й к
т а
и з
н а
г т
е
л
е
й
% |
К
л
а
с
с |
Б
а
л
л
ы |
К
л
а
с
с |
Б
а
л
л
ы |
К
л
а
с
с |
Б
а
л
л
ы |
К
л
а
с
с |
Б
а
л
л
ы |
К
л
а
с
с |
Б
а
л
л
ы |
Р п
е о
й к
т а
и з
н а
г т
е
л
е
й
% |
К
л
а
с
с |
Б
а
л
л
ы |
Кл |
40 |
1 |
40 |
2 |
80 |
3 |
120 |
3 |
120 |
1 |
40 |
20 |
3 |
60 |
Кп |
30 |
1 |
30 |
2 |
60 |
3 |
90 |
3 |
90 |
2 |
60 |
10 |
3 |
30 |
Псс |
30 |
1 |
30 |
2 |
60 |
3 |
90 |
2 |
60 |
3 |
90 |
70 |
2 |
140 |
Итого |
|
| 100 |
|
200 |
|
300 |
|
270 |
|
190 |
|
| 230 |
