EnglishНа русском

Ефективна економіка № 10, 2014

УДК 330.15: 504.06

 

Т. В. Герасименко,

канд. геол. наук.,

доцент кафедри економіки підприємства, Державний вищий навчальний заклад «Національний гірничий університет»,

м. Дніпропетровськ, Україна

 

ПРО ПЕРЕВАГИ РОЗВИТКУ МІНЕРАЛЬНО-СИРОВИННОЇ БАЗИ ВУГЛЕВОДНІВ ДЕРЖАВИ ПЕРЕД ІМПОРТОВАНОЮ ПРОДУКЦІЄЮ

 

Т. V. Herasymenko,

Cand. Sci. (Geol.)

assoc. prof. department of economy of enterprises State Higher Educational Institution “National Mining University”,

Dnipropetrovsk, Ukrainе

 

ABOUT THE BENEFITS OF STATE HYDROCARBONS MINERAL BASE TO IMPORTED PRODUCTS

 

У статті виконані переконливі економічні розрахунки доцільності розвитку бізнесу у власному нафтогазовому комплексі, що має економічну і соціальну направленість перед імпортуванням зарубіжної продукції. Наведені переваги та підстави для збільшення обсягів вітчизняних геологорозвідувальних робіт. Проаналізовано перевагу нарощування темпів і обсягів геологорозвідувальних робіт і видобутку вуглеводнів за рахунок власних сировинних, матеріальних і трудових ресурсів. Чинна законодавчо-правова система надрокористування повинна містити положення, що стимулюють інвестора до розвитку нафтогазового виробництва, зміцнення та розширення сировинної бази, освоєння нових родовищ і раціонального використання розроблюваних запасів нафти і газу за рахунок диференційованих платежів за користування надрами. Показана необхідність макроекономічного планування розвитку нафтогазового комплексу держави.

 

The article made compelling economic calculations of development expediency of business in domestic oil and gas sector, which has economic and social orientation before importing foreign minerals. These advantages and the reasons for the increase of domestic exploration works. The advantage of steady raising of the rate of exploration work extent and hydrocarbons extraction at the expense of own raw materials and labour resources is considered. The current legislative and legal system subsoil should contain positions that encourage investors to develop oil and gas production, strengthen and expand the resource base, development of new deposits and the rational use of developed oil and gas reserves through differentiated payments for subsoil use. The necessity of macroeconomic planning of oil and gas complex is shown.

 

Ключові слова: енергетична незалежність, геологорозвідувальні роботи, фінансово-інвестиційні ризики, плата за користування надрами, вітчизняний нафтогазовий комплекс, капітальні вкладення.

 

Key words: energy independence, exploration works, financial and investment risks, charges of mineral resources using, the domestic oil and gas sector, investments.

 

 

Постановка проблеми у загальному вигляді та її зв'язок із важливими науковими чи практичними завданнями. Нинішній стан нафтогазовидобування в країні характеризується недостатніми запасами родовищ вуглеводнів (ВВ) і переходом більшості їх у завершальну стадію розробки. Враховуючи існуючі технології і темпи видобування, розвіданих запасів вистачить на 20 – 25 років, у зв’язку з чим стратегічними напрямами підвищення енергетичної незалежності є збільшення обсягів пошуково-розвідувальних робіт при зменшенні витрат на їх проведення на одиницю підготовки ресурсів за рахунок удосконалення методики та технології досліджень. В умовах, коли сучасна економічна криза призвела до загального недофінансування етапу пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ, перед науковцями і виробничниками нафтогазової геології одночасно постали важливі задачі економічного та геологічного напрямів.

Аналіз останніх досліджень і публікацій. За останні роки з'явилося чимало публікацій, присвячених питанням збільшення обсягів геологорозвідувальних робіт (ГРР) для забезпечення видобутку нафти і газу. В них відзначається постійне зростання питомої ваги імпортованих вуглеводнів на ринку вітчизняних енергоресурсів і недостатнє бюджетне фінансування геологорозвідувальних робіт в Україні [1; 2]. Так, витрати НАК «Нафтогаз України» на геологорозвідувальні роботи в 2013 році склали більше 3 млрд грн власних коштів, проте бюджетних коштів на ці цілі виділено менше 10 %.

Формулювання цілей статті (постановка завдання). На невивчених площах зосереджені основні прогнозні запаси вуглеводнів, які оцінюються в цілому по Україні приблизно в 5 млрд т у. п., в тому числі нафта з конденсатом складає 23, а газ – 77 % від загальної суми.

Починаючи з 1995 р. видобуток вуглеводнів випереджає приріст їх запасів. Таким чином, стійке падіння приросту запасів вуглеводнів до рівня менше обсягу їх видобутку, спричинює прискорене вичерпання активних запасів цього виду сировини в найближчому майбутньому.

Виклад основного матеріалу дослідження з повним обгрунтуванням отриманих наукових результатів. Аналіз ситуації з видобутку нафти вказує, що родовища з початковими добувними запасами понад 10 млн т, які забезпечують 85 % видобутку, вже відпрацьовані більш ніж на 60 %, а частина їх нині практично виснажена на 95 % [2]. Це обумовлює зниження видобутку нафти вже в найближчі 2 – 3 роки. Така стратегія не сприяє зростанню інвестиційної привабливості ресурсів вуглеводневої сировини України, оскільки відсутність достатньої кількості завчасно підготовлених запасів підвищує фінансово-інвестиційні ризики.

Перераховані вище аргументи свідчать про необхідність розширення бізнесу геологорозвідувальних робіт для забезпечення оптимізованої динаміки підготовки запасів при сформованих економічних умовах господарювання. Багато політиків і бізнесменів ставлять під сумнів розширення бази вуглеводневих ресурсів та ефективність нарощування ГРР з доведенням їх обсягів до рівня 1990 року, стверджуючи про вигідність закупівлі як нафти, так і, особливо, газу у зарубіжних постачальників.

Виконані економічні розрахунки доцільності розвитку власного нафтогазового комплексу вказують на помилковість такого підходу в політиці розвитку власних запасів нафти і газу. Так, при імпортуванні вуглеводнів, які можливо розвідати і добувати на власних родовищах, держава розраховується за них повною мірою за встановленими на світовому ринку цінами, а потім реалізує внутрішнім споживачам за такою ж вартістю. При цьому власна нафтогазова галузь занепадає.

За останні 20 років в Україні процес надрокористування щодо підготовки запасів вуглеводнів зазнав значні негативні зміни, в першу чергу в сфері фінансування та організації. Так, незважаючи на те, що за цей період не відкрито і не освоєно жодне значне за запасами й обсягом видобутку родовище газу або нафти, яке могло б відчутно вплинути на уповільнення темпів падіння нафтогазового виробництва [3], Уряд України в 2014 р. спробував підняти плату за користування надрами при видобутку газу на 70 %, хоча чинна ставка вже зараз значно перевищує встановлені в країнах Європи.

Через вищезгадані причини особливо погіршився стан ГРР на нафту і газ. Характерним явищем у галузі геологорозвідувальних робіт за роки реформ стало катастрофічне зниження їх обсягів, а з ними і падіння приросту запасів нафти і газу. Порівняно з 1990 р. розвідувальне буріння щороку зменшувалося і в 1996 р. знизилося в 7,6 рази (до 62,8 тис. пог. м).

Збільшення плати за надра – це світова тенденція. І при такому підході прибуток приватних видобувних компаній примножується, оскільки вони видобувають газ по тій самій ціні, що і державні підприємства, а продають його в декілька разів дорожче. А для державних компаній збільшена ставка плати за надра стане значним навантаженням, бо вони видобувають газ для потреб населення і реалізують його за фіксованими цінами. Цей приклад показує, що для створення рівних умов бізнесу з різними формами власності або конкретно для бізнесу, що вирішує економічні проблеми держави, треба вводити диференційовані пільгові умови.

Необхідною умовою успішного розвитку бізнесу гірничодобувної галузі є чистий приріст запасів. Однак тривалий період часу поточні запаси вуглеводнів в Україні не тільки не перевищують, але навіть не компенсують істотно знижений рівень їх видобутку.

За період 1995 – 2013 рр. в Україні було пройдено понад 3,5 млн пог. м пошуково-розвідувального буріння, вартість якого разом з розвідувальною геофізикою склала 13500 млн грн. Унаслідок проведених геологорозвідувальних робіт приріст запасів нафти склав 32,93 млн т, газу – 261,58 млрд м3, газового конденсату – 12,76 млн т. Загальний приріст запасів вуглеводнів склав 294,44 млн т у.п., а на один метр проходки пошуково-розвідувального буріння – 84,1 т у.п.

Для оцінки економічної ефективності роботи вітчизняного нафтогазового комплексу далі наведені розрахунки, виконані автором.

Потенційний валовий дохід від реалізації нафти і газу, як і всі результативні економічні показники, розрахований за цінами, чинними на період оцінки (кінець 2013 р.): нафта – 65 доларів США за барель або 3200 грн за тонну, газ – 250 доларів США за тис. м3 або 2000 грн за тис. м3 і газового конденсату 5000 грн за 1 тонну. Результати розрахунку доходу від реалізації нафти і газу зведені в табл. 1.

 

Таблиця 1.

Дохід від реалізації прирощених вуглеводнів

Вид вуглеводнів

Вартість видобутої продукції

Нафта

3200 грн/т ∙ 32,93 млн т = 105 376 млн грн

Газ

2000 грн/тис. м3 ∙ 261,58 млрд м3= 523 160 млн грн

Газовий конденсат

5000 грн/т ∙ 12,76 млн т = 63 800 млн грн

Разом

692 336 млн грн

 

Щодо ціни імпортного газу, то наприкінці вересня 2013 р. Міністерство енергетики та вугільної промисловості повідомило, що ціна на російський газ буде становити близько 500 доларів США за тисячу кубометрів (до 1 серпня 2013 вона складала 416 доларів за тисячу кубометрів, а от яка вартість українського газу дізнатися не так просто).

Згідно з Постановою НКРЕ (Національної комісії з регулювання енергетики) від 29 грудня 2011 року № 256 вартість закупівлі газу власного видобутку становить 300 грн. за 1000 кубометрів в іноземній валюті, тобто 37,5 доларів США.

Для видобутку продукції з прирощених запасів вуглеводнів необхідно пробурити експлуатаційні свердловини, облаштувати їх і понести поточні витрати, пов'язані з видобутком зазначених запасів вуглеводнів.

Відповідно до рекомендацій експертів організації держав-експортерів нафти (ОПЕК) можна виділити такі групи мінімально необхідних витрат, зумовлених будовою надр та інфраструктурно-екологічною ситуацією в регіоні освоєння родовищ (усереднені для організацій з різними технологіями):

– капітальні – будівництво свердловин, кущів доріг, ліній електропередач, внутріпромислових трубопроводів та ін.;

– поточні – обслуговування і ремонт споруд, вартість матеріалів, підготовка нафти, оплата праці тощо.

На першому етапі виконаємо розрахунок експлуатаційних витрат на видобуток нафти і газу. Собівартість тонни видобутку нафти приймаємо в розмірі 2200 грн / т замість 550 грн / т (відповідно до Національної програми «Нафта і газ України до 2010 року») [4]. Собівартість видобутку газу з конденсатом приймаємо в розмірі 832 грн / тис. м3 замість 208 грн / тис. м3 (згідно з Національною програмою). Збільшена в 4 рази собівартість видобутку нафти і газу прийнята у зв'язку з тим, що, по-перше, обмінний курс гривні до долара США на міжбанківському ринку станом на кінець 2013 року порівняно з кінцем 2000 року (коли була прийнята Програма) знецінився з 2 до 8 грн / дол., тобто на 400 %, по-друге, відкриті останнім часом родовища є невеликими за розміром і з ресурсами нижчої якості, а поточні витрати на них будуть перевищувати собівартість тих, які вже знаходяться в експлуатації, мають значні запаси нафти і газу.

Капітальні вкладення приймаємо відповідно до фактично досягнутого рівня, який відповідає вказаній у Національній програмі величині – 18 % від вартості продукції.

Норматив амортизаційних відрахувань приймаємо виходячи з даних Національної програми, скоректований на коефіцієнт зростання цін, для нафти він становить 178 грн / т, для газу – 122 грн / тис. м3. Розрахунок поточних витрат, капітальних вкладень і амортизаційних відрахувань наведено в табл. 2.

Для грошової оцінки витрат, пов'язаних з видобутком нафти і газу, суму поточних витрат і капвкладень зменшуємо на величину амортизаційних відрахувань, які повертаються разом із чистим прибутком і включаються в чистий грошовий потік. Сума експлуатаційних витрат і капвкладень без амортизації є сукупними витратами. Вони складають 367 019 млн грн або 53 % від вартості видобутої продукції.

 

Таблиця 2.

Розрахунок поточних витрат, капітальних вкладень і амортизаційних відрахувань

Найменування показника

Нафта

Газ із конденсатом

Поточні витрати

2200 грн/т ∙ 32,93 млн т = 72 446 млн грн

832 грн/тыс. м3                 (261,58+12,76) =228 251 млн грн

Всього                                                                                   300 697 млн грн.

Капітальні вкладнення

105 376 млн грн ∙ 0,18 = 18 968 млн грн

359 883 млн грн ∙ 0,18 =

= 105653 млн грн

Всього                                                                                   124 621 млн грн.

Амортизаційні відрахування

178 грн/т ∙ 32,93 млн т = 5 862 млн грн

122 грн/т ∙ (261,58+12,76) млрд м3 = 33469 млн грн

Всього                                                                                      39 331 млн грн

 

На другому етапі визначимо розмір платежів до бюджету:

– податок на додану вартість (ПДВ) – 20 % від вартості продукції;

– сума загальнодержавної вартості плати за користування надрами, яку нараховують з вартості видобутих на території України нафти, природного газу і газового конденсату відповідно до Податкового Кодексу України (розділ ХІ) [5]. Ставки плати за користування надрами для видобування нафти та конденсату 17 % від вартості видобутих корисних копалин (з покладів, які залягають на глибині більше 5000 м); природного газу 14 % від вартості видобутих корисних копалин (з покладів, які залягають на глибині більше 5000 м);

– податок на прибуток визначається як різниця між вартістю видобутої продукції і поточними витратами з податками, прибуток нафтогазового комплексу обкладається податком у розмірі 19 %.

Загальна сума податків до бюджету становить 24 % від вартості видобутої продукції.

Результати розрахунку чистих грошових надходжень наведені в табл. 3 і визначаються як різниця між доходом від видобутої продукції, сукупними витратами і податковими платежами.

За результатами розрахунків можна зробити висновок: на одну вкладену гривню отримуємо 1,9 грн доходу. З однієї отриманої гривні виручки від реалізації нафтогазової продукції 0,53 грн йде на погашення поточних витрат, 0,32 грн – на сплату податків державі і 0,15 грн – це чистий прибуток нафтогазовидобувних компаній. Графічно структуру доходу від реалізації вуглеводнів представлено на рис. 1. Питомий економічний ефект складе 344 грн / т у. п (101 147 млн грн : 294,44 млн т у. п), рентабельність за чистим прибутком – 27 %.

Незважаючи на те, що в розрахунок закладені завищені витратні нормативи відповідно до поправки на індекс росту цін та ускладнення гірничо-геологічних умов видобутку, віддача в 1,9 грн на одну витрачену гривню є високим показником ефективності вкладення коштів у нафтогазову галузь.

 

Таблиця 3.

Загальна сума податків до бюджету у вартості видобутої вуглеводневої продукції

Найменування показника

Сума, млн грн

ПДВ

692 336 млн грн ∙ 0,1667 = 115 412

Плата за користування надрами, у т. ч.:

нафта, конденсат

газ

 

(105376 + 63800) / 1,2 0,17 =  23997

523160 / 1,2 0,14=61035

Балансовий прибуток

692336 115412 367019 23997 61035 = 124873

Податок на прибуток

23 726

Загальна сума податків до бюджету

115412 + 23997 + 61035 + 23726 = 224 170

Чистий прибуток

101 147

Чистий грошовий потік

101 147 + 39 331 = 140 478

 

Рис. 1. Структура доходу від реалізації вуглеводнів

 

Видобуток власних сировинних енергоносіїв приносить такі економічні вигоди державі, а також бізнесу геологічної і нафтогазовидобувної галузей та її працівникам:

1. Сума витрат на видобуток вуглеводнів становить тільки 53 % від ціни їх реалізації, з них близько 25 % – це заробітна плата працівників галузі. Відповідно до отриманого доходу зростають відрахування в соціальну сферу, що позитивно позначиться на рівні життя населення України.

2. У бюджет держави надходить 32 % податкових платежів (ПДВ, плата за користування надрами, податок на прибуток), які відсутні при імпортуванні палива.

3. Нафтогазова галузь отримує близько 15 % чистого прибутку замість вкладення його в розвиток закордонних видобувних підприємств.

Верхня межа плати за надра забезпечить бізнесу при середньому рівні витрат отримання частини надприбутків для покриття витрат на менш рентабельних родовищах. При цьому він повинен бути максимально стійким до сезонних коливань цін у виробничому секторі економіки і залишати компанії можливість стабільно підтримувати рівень рентабельності виробництва в діапазоні 25 – 30 %.

Фінансувати геологорозвідувальні роботи повинні нафтогазовидобувні корпорації, а при успішному їх проведенні більша частина витрат може повертатися даними корпораціям уже в перші роки експлуатації родовищ за рахунок податкових пільг на видобуту сировину.

Подальше освоєння нафтових і газових родовищ в Україні в умовах низької забезпеченості нафтогазовидобувної галузі рентабельними для експлуатації запасами вуглеводневої сировини вимагає створення і закріплення на законодавчому рівні системи фінансування та економічного механізму підтримки державою бізнесу геологорозвідувальних робіт на нафту і газ.

Якщо здійснити необхідні капітальні вкладення у видобуток природного газу (щорічно 1462,7 млн грн, з 2015 р. – 1613,5 – 1947,4 млн грн, з 2030-го – 2186 млн грн) [6], то в перспективі ми зможемо задовольнити попит на нафтогазову продукцію за рахунок власного видобутку не менше ніж на 33 % порівняно з 24 – 25 % у 2013 р. Якщо цього не зробити, то в результаті природної вичерпності родовищ, що експлуатуються на даний момент часу, рівень власного видобутку природного газу знову впаде до 16 – 18 млрд м3 за рік і залежність від імпорту збільшиться. Що стосується нафти, то за умови повного фінансування капвкладень у видобуток Україна зможе забезпечити збільшення обсягу видобутку в 2020 р. до 5,08 млн т, а в 2030-му – 5,4 млн т. При цьому 85 – 90% зростання видобутку вуглеводнів забезпечить розробка нових родовищ, які будуть виявлені в процесі геологорозвідувальних робіт, а 10 – 15 % зростання буде досягнуто за рахунок інтенсифікації видобутку та вдосконалення систем розробки діючих родовищ.

Чинна законодавчо-правова система надрокористування повинна містити положення, що стимулюють інвестора до розвитку нафтогазового виробництва, зміцнення та розширення сировинної бази, освоєння нових родовищ і раціонального використання розроблюваних запасів нафти і газу за рахунок диференційованих платежів за користування надрами.

Висновки з даного дослідження і перспективи подальших розвідок у даному напрямі. В останній час видобуток вуглеводнів здійснюється зі свердловин глибиною до 3 – 3,5 км, а основний вуглеводневий потенціал країни знаходиться в інтервалі глибин 4,5 – 6,5 км. Дебіт таких свердловин (з досвіду буріння 70-х років минулого століття) сягає 2 – 2,5 млн м3 газу на добу. Хоч буріння таких свердловин досить дороге (15 – 20 млн доларів за свердловину), воно варте подальшого розвитку як і стимулювання бізнесу, що перейде на видобування газу з таких глибин.

Для спрямовування бізнесу на важливу для країни обґрунтовану політику розвитку власного промислового комплексу необхідно також постійно проводити макроекономічний аналіз процесу видобутку вуглеводнів. Без такого аналізу відбувається якесь метушіння: то видобування сланцевого газу, то будівництво заводів з газифікації вугілля, то видобуток газу з шельфу Чорного моря.

 

Список використаних джерел.

1. Енергетично-ресурсна складова розвитку України / С.О. Довгий, М.І. Євдощук, М.М. Коржнев [та ін.] ; НАН України, Ін-т телекомунікацій і глобал. інформ. простору. – К.: Ніка-Центр, 2010. – 264 с.

2. Гурський Д.С. Концептуальні засади державної мінерально-сировинної політики щодо використання стратегічно важливих для економіки країни корисних копалин / Д.С. Гурський. – Львів: ЗУКЦ, 2008. – 192 с.

3. Герасименко Т.В. Про необхідність підвищення економічної ефективності геофізичних досліджень на стадіях пошуку родовищ вуглеводнів / Т.В. Герасименко // Матеріали міжнар. наук.-практ. конф. [«Від технології до прибутку»]. – Дніпропетровськ: Національний гірничий університет, 2010. – С. 66–68.

4. Постанова Кабінету Міністрів України – Національна програма „Нафта і газ України до 2010 року” від 21.06.2001 р. № 665 [Електронний ресурс] – Режим доступу до даних: http://zakon.nau.ua/doc/?code=665-2001-%EF.

5. Офіційний сайт Верховної Ради України – Податковий Кодекс України [Електронний ресурс] – Режим доступу до даних: http://zakon2.rada.gov.ua/laws/show/2755-17/page48

6. Закон України «Про затвердження Загальнодержавної програми розвитку мінерально-сировинної бази України на період до 2030 року» : станом на 17 трав. 2012 р., № 4731VI / Верховна Рада України. — Офіц. вид. – К. : Парлам. вид-во, 2012. – 93 с. – (Бібліотека офіційних видань).

 

References.

1. Dovhyi, S.O., Yevdoshchuk, M.I., Korzhnev, M.M. etc. (2010), Enerhetychno-resursna skladova rozvytku Ukrainy [The energy-resource development component of Ukraine], Nika-Centr, Kiev, Ukraine.

2. Hurskyi, D.S. (2008), Konceptuani zasady derzhavnoi mineralno-syrovynnoii polityky shhodo vykorystannia stratehichno vazhlyvykh dlia ekonomiky krainy korysnykh kopalyn [Conceptual framework of public mineral resource policy on the use of strategic importance to the economy of minerals], ZUKC, L'viv, Ukraine.

3. Herasymenko, T.V. (2010), “The need to raise the economic efficiency of geophysical research on the stages of finding hydrocarbon deposits”. International Scientific-Practical Conf., “From technology to profit”, Dnipropetrovsk, 2010, pp. 6668.

4. Law of Ukraine (2001), Nacional'na programa „Nafta i gaz Ukrai'ny do 2010 roku” [National Programme “Oil and gas of Ukraine till 2010”], available at: http://zakon.nau.ua/doc/?code=665-2001-%EF.

5. Law of Ukraine (2011), Podatkovyj Kodeks Ukrai'ny [Tax Code of Ukraine], available at: http://zakon2.rada.gov.ua/laws/show/2755-17/page48.

6. Law of Ukraine (2012), Pro zatverdzhennja Zahalnoderzhavnoi programy rozvytku mineralno-syrovynnoi bazy Ukrainy na period do 2030 roku [About approving the National Program of the mineral resource base in Ukraine until 2030], Verhovna Rada Ukrai'ny, Kiev, Ukraine.

 

Стаття надійшла до редакції 19.10.2014 р.