Ценообразование в НГК

В России в распределенном фонде недр находятся более 2500 нефтегазоконденсатных  месторождений – на них выданы лицензии. Среди них есть уникальные, крупные, средние, мелкие и очень мелкие. На уникальных, крупных и средних месторождениях выделяются десятки (иногда до 30-40) объектов разработки (добычи): залежи, пласты, отдельные части месторождений [21].

Можно утверждать, что  на сегодня имеется не менее 20 000 объектов добычи нефти на действующих месторождениях. Но только десятая их часть (примерно 2000) находится в эксплуатации, остальные законсервированы. То есть, налицо выборочная, селективная добыча нефти на лучших участках.

Получается, что «худшее  месторождение» надо выбирать из числа «лучших» действующих сегодня объектов (участков) добычи. Проблема усложняется еще и тем, что число лучших участков даже в течение года изменяется.

Следующий аспект, усложняющий  выбор точки отсчета горной ренты («худшего месторождения»), связан с экстерриториальным расположением нефтегазоносных провинций, рассредоточенностью действующих объектов добычи нефти по всей территории России - на суше и на морском шельфе, в разных физико-географических, погодных и социально-экономических, в том числе инфраструктурных условиях [4, с. 72]..

Учитывая эти обстоятельства, можно говорить, что для такой  страны, как Россия, должно быть не одно, а несколько «замыкающих месторождений». Это утверждение можно подкрепить еще одним аргументом, а именно тем, что в разных физико-географических условиях применяются разные технологии добычи нефти, что, в свою очередь, отражается на себестоимости добычи на «замыкающем месторождении».

Отмеченные специфические  условия оказывают решающее влияние  на формирование внутрироссийских цен на товарную нефть, поставляемую на нефтеперерабатывающие заводы. При этом надо также учесть, что в России широко используются механизмы трансфертного ценообразования и действуют посредники – перекупщики. При этом нефть покупается у добывающих предприятий по себестоимости с небольшой надбавкой, после чего пропускается через несколько юридических лиц.

В последние годы широко дебатируется вопрос о собственности  на товарную нефть или, в более  широком плане, о собственности  на добытые полезные ископаемые. Если принять бездоказательное, юридически необоснованное, но превалирующее сегодня среди недропользователей и почему-то поддерживаемое государственными органами власти мнение, что добытая в России нефть является собственностью недропользователя, то все разговоры о нефтяной (горной и ценовой) ренте носят сугубо теоретический и схоластический характер, поскольку в данном случае рента становится частной собственностью.

Нам представляется более  доказательной другая точка зрения, согласно которой добытая нефть является собственностью российского государства, с разрешения которого в соответствии с действующим лицензионным механизмом недропользователь осуществляет добычу на участке государственного фонда недр. В этой связи отметим, что законодательством России установлена государственная собственность на недра.

Поэтому горная и ценовая  нефтяная рента являются собственностью государства, точнее, гражданского общества и должны использоваться в его  интересах после обсуждения и  всенародного одобрения направлений  расходования ренты. Также государство должно обеспечить финансовый и общественный контроль за исполнением баланса поступления и расходования ренты по принятым обществом целевым назначениям.

Выделим еще крайне важный аспект формирования горной нефтяной ренты, понимание которого необходимо при экономическом анализе нашей экономики. В отличие от земельной, водной и других видов природной ренты, имеющих годовой или краткосрочный (до 3-5 лет) цикл образования, общая сумма горной нефтяной ренты образуется в течение долгосрочного (до 50-100 лет) технологически рационального жизненного цикла всего месторождения, исходя из единой гидродинамической модели извлечения нефти из природной среды.

При этом в модель включаются все объекты (залежи, пласты и т.п.) разработки месторождения с учетом гидродинамической теории сообщающихся сосудов. Модель сообщающихся сосудов позволяет условно выделенные отдельные объекты добычи объединить в месторождение как единое целое. Далее на основе технико-экономических расчетов устанавливается рациональная (оптимальная на момент расчета) [4, с. 60] технология вытеснения нефти, точнее нефтеводяной жидкости из недр путем закачки воды в продуктивные пласты, использования химреагентов и т.п.

Таким образом, из многовариантного технологического моделирования устанавливается экономически рентабельный, максимально возможный (оптимальный) коэффициент извлечения нефти из месторождения в целом. Объем извлекаемой нефти в натуральном и стоимостном измерении за весь цикл жизни месторождения служит первым отправным параметром для расчета ренты.

Вторым параметром является установление годовой добычи нефти. Добыча в первые 7-10 лет растет по мере последовательного ввода эксплуатационных скважин, затем до 5-10 лет держится на достигнутом максимальном годовом  уровне, после чего по мере обводнения начинает сперва (до 10-15 лет) резко снижаться, а потом медленно затухать до завершения разработки месторождения при обводненности до 95-98%.  
Третьим параметром являются распределенные по годам капитальные и эксплуатационные затраты [26].

По этим трем параметрам подсчитывается годовой доход, который  дисконтируется. Если при подсчете годового дохода не учитывать амортизационные  отчисления и налоги, то уменьшенный  на нормальную прибыль недропользователя  суммарный дисконтированный годовой доход за весь цикл разработки месторождения в целом является нечем иным как суммарной величиной горной нефтяной ренты.

Таким образом, можно  утверждать, что годовые объемы ренты  на каждом отдельно взятом месторождении  изменяются в зависимости от этапа и года цикла жизни этого месторождения. Соответственно в перспективе «лучшие» сегодня месторождения становятся «худшими», им на смену должны приходить новые «лучшие» месторождения, для чего необходимо постоянное расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтяной промышленности. Поэтому нужны долгосрочные прогнозы образования горной ренты и государственное регулирование разведки, подготовки и ввода новых месторождений, чтобы не происходило замедления темпов роста ренты.

Говоря о технологическом режиме разработки месторождения, следует подчеркнуть, что при нарушении технологической схемы, к примеру, при выборочной добыче нефти на отдельных, более продуктивных залежах, пластах или отдельных скважинах, происходит непоправимое изменение первоначальной оптимальной гидродинамической модели. Это, в свою очередь, приводит к невозможности последующей добычи нефти на отдельных объектах, то есть, к необратимой потере нефти, снижению коэффициента извлечения нефти на данном месторождении и соответственно к уменьшению общей суммы (массы) горной ренты.

Годовая масса ценовой  нефтяной ренты также подвержена постоянным колебаниям в зависимости  от мировой конъюнктуры цен. Поэтому  экономика России, зависящая от экспорта нефти и газа, должна иметь некоторую страховку от возможного резкого и продолжительного падения мировых цен на нефть.

Получается, что нефтегазовая экономика, ее темпы роста зависят, как от факторов формирования горной ренты внутри страны, так и от внешних факторов, формирующих массу  ценовой ренты. Если на факторы внутри страны можно экономически воздействовать, то на внешние факторы нельзя. Опасно, если эти факторы сходятся в одном направлении, а именно на снижение и горной, и ценовой ренты.

 

2. Методы ценообразования на нефть и нефтепродукты

 

Цену можно определить различными способами, каждый из которых  по-разному влияет на уровень цены. Поэтому фирма стремится выбрать такой метод, который позволяет более правильно определить цену на конкретный товар или услугу.

В теории ценообразования  выделяют следующие методы:

     Затратные методы

·        Метод «издержки + прибыль»

·        Метод «целевой прибыли»

     Рыночные методы

     1.      Ценообразование, ориентированное  на спрос:

·        Метод «воспринимаемой ценности товара»

·        Метод определения цены на основе спроса

     2.      Ценообразование, ориентированное на конкуренцию:

·        Метод среднерыночных цен

·        Метод «гонки за лидером»

     3.      Тендерный метод

     Эконометрические методы

·        Метод удельных показателей

·        Метод регрессионного анализа

·        Балловый метод

 

3. Механизмы ценообразования на рынке нефти. Структура цены

 

 

Важнейшим принципом  экономики является рачительное  природопользование. Нефтегазовое недропользование должно основываться на следующих условиях:

- разработке всех рентабельных  месторождений вне зависимости  от того, на каком этапе жизненного цикла они находятся;

- добыче на всех  без исключения объектах каждого  рентабельного в целом месторождения,  даже если отдельные объекты  являются нерентабельными;

- строгом соблюдении  утвержденных технологий разработки  месторождения, годовых уровней  добычи, заданных в технологической  схеме разработки, и установленных  значений коэффициентов извлечения  нефти; 

- применении современных  методов увеличения нефтеотдачи;

- недопустимости интенсификации  добычи на отдельных скважинах,  нарушающей и ухудшающей гидродинамическую  модель и снижающей КИН в  целом по месторождению;

- воспроизводстве (желательно  расширенном) минерально-сырьевой  базы нефтедобывающей промышленности [15, с. 41]..

Если в советской  экономике указанные требования соблюдались, то в российской действительности они почти полностью и повсеместно  нарушаются. Отчетливо наблюдается  селективная, а нередко хищническая  добыча нефти и газа за счет, к  примеру, использования недопустимых методов её интенсификации. Оно и понятно, так как преобладающей мотивацией недропользователей в условиях рынка становится стремление к получению максимального дохода сегодня, сейчас.

Такая мотивация приводит, с одной стороны, к росту сиюминутной горной ренты в пересчете на единицу добываемого сырья, с другой – к потере и снижению общей массы ренты в будущем.

В развитых государствах принимаются законы и нормативные  документы, препятствующие нарушению  указанных выше требований. Так, по каждому месторождению устанавливается нижний предел годового темпа отбора нефти из извлекаемых запасов, что исключает выборочную отработку более производительных и более легких объектов добычи. Причем, для каждой скважины устанавливается верхний предел ее суточного дебита, чем не допускается излишняя интенсификация притока нефти.

 

4. Эволюция структуры рынка нефти. Российские сорта нефти (REBCO)

 

 

Мировой нефтяной рынок  претерпевал постоянные изменения  в сторону расширения многообразия своей внутренней структуры, со временем также менялся и механизм ценообразования на этом рынке, формула определения основных цен.

Эволюция цен

До 1947 года действовала  так называемая "однобазовая система  цен", при которой цены рассчитывались по формуле "залив плюс фрахт". Если быть более точным - то по формуле "Мексиканский залив плюс фиктивный фрахт" в соответствии с Ачнакаррским соглашением о создании Международного Нефтяного Картеля, заключенным основными международными нефтяными компаниями в 1928-м году.

После войны американские и английские административные расследования заставили изменить систему расчета цен "залив плюс фрахт". В 1947 г. компании МНК признали Персидский залив в качестве второй базы для расчета цен, приравняв таким образом цены фоб Мексиканский залив к ценам фоб Персидский залив и устранив призрачные затраты на перевозку нефти от Мексиканского залива к Персидскому. В действие вступила так называемая "двухбазовая система цен", при которой фрахтовые ставки рассчитывались или от Мексиканского, или от Персидского залива, но в обоих случаях исходной была цена нефти от Мексиканского залива.

В 1971-86 гг., когда ценообразование  осуществлялось на базе официальных  отпускных цен ОПЕК, основной ценообразующей формулой стала "Персидский залив  плюс реальный фрахт". После относительно безрезультатного первого десятилетия существования ОПЕК (образована в 1960 году), Организация выступила инициатором пересмотра в сторону повышения как уровня официальных (справочных) цен на нефть, так и доли в прибылях и собственности в соглашениях с основными международными нефтяными компаниями [14, с. 201].

История принципа