Архив меток: финансы таблица

spydell: Финансовые результаты российских компаний (2001-2012)

В расчеты включил 21 компанию (энергетику не брал, там хрен знает что с отчетами) Газпром, Лукойл, Роснефть, Сбербанк, АФК Система, Сургутнфгз, Транснефть, Татнефть, ВТБ, Башнефть, Магнит, Северсталь, ГМК Норникель, НЛМК, МТС, Мечел, ММК, Новатек, Аэрофлот, Уралкалий, Алроса.
За 2012 год данные оценочные или за последние 4 квартала по сентябрь 2012. Когда будут окончательные, а это не ранее мая, то тогда более подробно. Да, вот такие задержки в отчетах у российских компаний – по пол года ))

Доходы растут в номинале. К докризисному пику в 2008 году + 62% на текущий момент, но темпы роста замедлились.

В таблице (зеленым – окончательные результаты, остальное оценочные)

Чистая прибыль и операционная прибыль предположительно могли упасть в 2012, но тем не менее почти в пару раз выше, чем в 2007. Всплеск операционной прибыли в 2008 из-за Газпрома

И для наглядности

Но перспективы, конечно, не особо, т.к. основной рынок поставки сырья (Европа) стагнирует, а значит в натуральном выражении объем поставок сырья в лучшем случае останется тем же, а скорее всего упадет. Цены на сырье падают, поэтому выручка может расти лишь за счет внутреннего рынка, но выпадающие доходы скорее перевесят (на внутреннем рынке в принципе нет таких резервов), поэтому совокупная выручка может упасть немного.

Производственные издержки растут из-за роста затрат на производство и роста операционных расходов, в частности зарплаты, которые увеличиваются более высокими темпами, чем выручка, что хорошо для работников, но плохо для компании. Амортизационные расходы также растут, а эффективность использования материальных ресурсов в целом не очень высокая по сравнению с западными компаниями. Плюс давление на прибыль со стороны роста налогов и сборов.

http://spydell.livejournal.com/490951.html

Русснефть: годовой отчет 2011


Читать далее

Годовой отчет ОАО Зарубежнефть 2011: Финансы

Годовой отчет Роснефти 2011: Консолидированая отчетность

eia.gov: The U.S. Natural Gas Market in Focus

April 17, 2012
Обзор правильнее было бы назвать: «всегда ли рациональны экономические ожидания» или «что стоит за инвестициями»


Отношение цен на нефть к ценам на газ в США долгое время колебалось от 2.5 до 1, а с 2010 г. стало расти.
Официальный американский прогноз не обещает снижения до 2035 г. до указанного интервала.


Цены на газ в 2010-начале 2012 года в 2-3 раза ниже, чем в Европе и до 6 раз ниже, чем в Японии.


Официальный американский прогноз цен на газ по 2013 г.


Инвестиции в нетрадиционные нефть и газ США.

http://www.eia.gov/pressroom/presentations.cfm
http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_04172012.pdf

Инвестиции по 2010 г. включительно еще можно считать рациональными: цены на газ в США и Европе различались не сильно до марта 2010 г. Из всего списка к обычным нефтегазовым компаниям можно отнести только British Petroleum.

2008
Обычная нефтегазовам компания British Petroleum сделала инвестиции, когда рынок газа был нормальным.

2009
Уже инвесторов 2009 г., British Gas и StatoilHydro нельзя назвать обычными инвесторами, это государственные компании. British Gas вообще являяется только газоснабжающей компанией.

2010
Из инвесторов этого года только Тоtal можно признать обычным инвестором, зато появилось куча необычных: индийских (Reliance), китайских (CNOOC), японских (Mitsui), британских (British Gas).

2011
Только необчные инвесторы: китайские (CNOOC), корейские (KNOC), японские (Mitsui, Marubeni), индийские (GAIL).

2012
Из инвесторов этого года только Тоtal можно признать обычным инвестором, другие: китайские (Sinopec), японские (Marubeni).

Рассматривая Тоtal, тоже большой вопрос об обычности компании и ее инвестиций:
Необходимо отметить, что французская компания в отличие, скажем от ENI или VITOL, не участвовала в поддержке ПНС в период непосредственного противостояния повстанцев и отрядов Каддафи. Принципиальное решение начать контакты с ПНС было принято только 22 августа с.г. TOTAL в свое время категорически отказалась участвовать в поставках топлива для повстанцев, как это делали итальянская ENI или испанская VITOL. При этом есть все основания полагать, что французские компании поставляли через сеть посредников топливо для режима Каддафи.

В указанной таблице представлены только joint venture investment, но не представлены покупки американских компаний целиком, например, Petrohawk Energy: за $12,1 млрд. компанией BHP Billiton.

Китайские, японские, корейские и , вероятно, индийские компании скорее всего входят в долю, чтобы перенять технологии добычи.

— — — — — —
09/03/2011
Российская компания “Лукойл” не прочь разрабатывать месторождения сланцевых нефти и газа в США, если найдет подходящих партнеров, рассказал президент компании Вагит Алекперов на конференции в Хьюстоне, передает Bloomberg. Компания намерена использовать данные технологии непосредственно в России, где “Лукойл” уже экспериментирует, проводя пробные работы в баженовском горизонте Западной Сибири. Способ добычи сланцевых углеводородов заключается в гидравлическом разрыве пластов посредством закачки смеси воды и химикатов.
http://www.ukrrudprom.ua/news/Lukoyl_gotov_dobivat_slantseviy_gaz_v_SSHA.html

09/03/2011
Exxon Mobil Corp. (XOM) купила производителя сланцевого газа XTO Energy Inc. за 34,8 миллиарда долларов в июне прошлого года, а PetroChina Co. в прошлом месяце сделала свои самые крупные инвестиции за океаном, приобретя долю в Encana Corp. в сланцевом месторождении в Канаде. В прошлом месяце австралийская BHP Billiton Ltd., крупнейшая горнодобывающая компания в мире, достигла соглашения о приобретении у Chesapeake Energy Corp. (CHK) из Арканзаса ее активов в секторе сланцевого газа за 4,75 миллиарда долларов. В том же месяце Chevron Corp. (CVX) завершила сделку по покупке за 3,58 миллиарда долларов компании Atlas Energy Inc. (ATLS) для увеличения своей доли в месторождении сланцевого газа Marcellus Shale на востоке США.
http://www.inosmi.ru/world/20110309/167195873.html

05.03.2012
Стало ясно, на что ЛУКОЙЛ еще в первом квартале прошлого года зарезервировал 1,8 млрд долл. Секретным активом оказались месторождения сланцевого газа в США, однако компания приняла решение приостановить реализацию проекта из-за падающих цен на газ. Вернуться к нему можно будет только через два-три года, считают эксперты. О возможности инвестирования в разработку месторождений сланцевого газа в США президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов заявлял еще в марте прошлого года. Тем не менее рыночная ситуация с тех пор значительно ухудшилась, нарушив планы компании. За год цена газа на внутреннем рынке США рухнула на 35,8%, опустившись даже ниже, чем внутренние цены на газ в России. В пятницу спотовая цена на газ на терминале Henry Hub составила 87 долл. за 1 тыс. куб. м. Это в четыре раза дешевле, чем в Европе. Для сравнения, на французской площадке PEG Nord газ сейчас стоит 340 долл. за 1 тыс. куб. м, на британской NBP — 326 долл. за 1 тыс. куб. м. В этой ситуации даже многие американские компании вынуждены были снизить добычу, включая Chesapeake Energy — второй по величине производитель газа в США.
http://www.rbcdaily.ru/2012/03/05/tek/562949983148517

Monthly Energy Review July 2012: Экономика

Годовой отчет Роснефти 2011: Акции и дивиденды

Илларионов: энергия и энергоносители в экспорте СССР и России

РАДИОСЛУШАТЕЛЬ: Егор Тимурович, вопрос такой: какой процент ВВП составляла в Советском Союзе нефть и какой процент ВВП составляет сейчас нефть?
Егор ГАЙДАР: Корректнее сопоставлять это не с объемом ВВП, а с объемом экспорта. В Советском Союзе нефть, нефтепродукты и газ в экспорте в начале 80-х составляли примерно 65-70 процентов. Доля нефти, нефтепродуктов и газа в России примерно такая же, как в Советском Союзе. Именно поэтому, собственно, я и написал эту книгу, потому что из опыта ошибок, которые сделал Советский Союз, нам неплохо было бы извлечь уроки.
Источник: Егор Гайдар: Какие уроки надо извлечь из нашего собственного опыта, радиостанция «Маяк», 16.06.2006:
http://www.sps.ru/?id=214302

На самом деле удельный вес нефти, нефтепродуктов и газа в экспорте СССР никогда не составлял ни 70%, ни 65%, ни 60%, ни даже 55%. В первой половине 1980-х годов он составлял 51,7%. В то же время значение аналогичного показателя в экспорте России в 2001-06 гг. составило 59,3%, в последнее десятилетие – 64,2%.

Удельный вес топлива и электроэнергии в экспорте СССР и удельный вес минеральных продуктов в экспорте России

Народное хозяйство СССР за соответствующие годы, ФСС России

Кроме того, эти цифры также опровергают популяризировавшийся Гайдаром тезис о якобы сверхвысокой зависимости советской экономики СССР от экспорта нефти и о распаде СССР, вызванном (спровоцированном) этой «сверхвысокой зависимостью».
http://aillarionov.livejournal.com/438442.html

Комментарии к записи
— А могло быть так, что 65-70% это доля нефти и газа в поступлении СКВ?
— Нет. СССР в 1990 году в дальнее Зарубежья продавал 39 млн. тонн сырой нефти. От экспорта СССР выручал 5,8 млрд. долларов при цене нефти марки Urals в 20$.
— Нет. По данным НХ СССР и ВТ СССР показатели удельного веса нефти, н/п и газа в экспорте в СКВ были лишь на 2-4 п.п. выше, чем для всего экспорта. Т.е. примерно 54-55%.
— засчёт чего получились скачки роста уд.веса в экспорте в 2000г. почти на 9%,а в 2005г на 7%?
— за счёт роста цен

— Скажите пожалуйста, в чем именно был не прав Егор Гайдар, когда писал:
«Вы знаете, если определять дату, с которой начинается крах советской экономики, то не все знают, что такая дата существует — это 13 сентября 1985 года. Это день, когда министр нефти Саудовской Аравии заявил о том, что Саудовская Аравия прекращает политику сдерживания добычи нефти и увеличивает ее добычу в 3,5 раза. После этого цены на нефть, нефтепродукты и газ — товары, от которых полностью зависела советская экономика, — упали в несколько раз, если брать от месяца к месяцу — в 6,1 раза. После этого советская экономика начала разваливаться, и дальше был вопрос просто формы ее развала.
Цены за три квартала между сентябрем 1985 и апрелем 1986 упали в несколько раз. Вместе с ценами на нефть упали наши валютные поступления примерно на 20 миллиардов долларов. Эти 20 миллиардов долларов для советской экономики были вопросом о том, а будет хлеб, будет колбаса хоть какого-нибудь качества в магазинах или нет. Когда цены на нефть упали, Советский Союз имел возможность предпринять ряд очень тяжелых мер для того, чтобы справиться с кризисом. Союзное руководство решило ничего не делать и пытаться занять деньги. Три года это получалось, на третий год — в 1988-89 году — советскому руководству практически все банки в мире сказали: больше денег мы вам не дадим. Больше того, то, что мы вам дали, теперь нам, пожалуйста, верните. Потому что огромная часть советской задолженности была краткосрочной.»
Если допустить, что сейчас цены на экспортируемые нефть и газ упадут в шесть раз (что вряд ли возможно, но всеже допустим), то последствия мы все ощутили бы в России сразу.
Ну и лично мое мнение — продавать ископаемые ресурсы, рентабельные для извлечения запасы которых могут закончится в России еще при жизни большинства ныне живущих, в таких гигантских объемах на экспорт — просто верх недальновидности.

— 1. «Дата, с которой начинается крах советской экономики — это 13 сентября 1985 года».
2. «После этого цены на нефть, нефтепродукты и газ — товары, от которых полностью зависела советская экономика, — упали в несколько раз, если брать от месяца к месяцу — в 6,1 раза».
3. «После этого советская экономика начала разваливаться, и дальше был вопрос просто формы ее развала».
4. «Цены за три квартала между сентябрем 1985 и апрелем 1986 упали в несколько раз».
5. «Вместе с ценами на нефть упали наши валютные поступления примерно на 20 миллиардов долларов».
6. «Эти 20 миллиардов долларов для советской экономики были вопросом о том, а будет хлеб, будет колбаса хоть какого-нибудь качества в магазинах или нет».
7. «Союзное руководство решило ничего не делать и пытаться занять деньги».
8. «Три года это получалось, на третий год — в 1988-89 году — советскому руководству практически все банки в мире сказали: больше денег мы вам не дадим».
9. «Больше того, то, что мы вам дали, теперь нам, пожалуйста, верните».
Все эти утверждения, а также концепция, построенная на них, являются лживыми.

— В чем, интересно, ложь? Цены на нефть действительно упали в 6 раз в реальном выражении.
http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/8/87/Oil_Prices_1861_2007.svg
В ценах 2008 это падения равно со 100 баксов до 16.
Даже если доля экспорта нефти составляла 51%, то такое сильное проседание — все равно слишком круто. Сегодня это бы уничтожило экономику России.
Ну и по поводу внешнего долга. Банк России опубликовал информацию по этому поводу.
http://www.cbr.ru/publ/MoneyAndCredit/borisov_08_08.pdf
В ценах 2008 года в 1991 году долг равнялся 96 млрд. долларов.
И вплоть до 2008 года доля долга СССР в процентах от общего долга составляла более 60 процентов (таблица 2 в источнике).

— 1. Мировые цены на нефть, дол. за баррель:
сентябрь 1985 г. — 27,52,
апрель 1986 г. — 11,89.
Цены на газолин:
сентябрь 1985 г. — 75,5,
апрель 1986 г. — 45,6.
Цены на советский газ, дол. за 1000 куб.м:
сентябрь 1985 г. — 137,2,
апрель 1986 г. — 123,8.
2.
3. С.Борисов: «Цифра долга 96,6 млрд.дол. (конец 1991 г.) известна по многим публикациям».
http://www.cbr.ru/publ/MoneyAndCredit/borisov_08_08.pdf

— 10-й пункт фальсификации
И, конечно же, независимо от того, что именно говорил министр нефтяной промышленности Саудовской Аравии, добыча нефти в этой стране не выросла в 3,5 раза.
— Гайдар не прав в том, что он не читал википедии,
http://en.wikipedia.org/wiki/File:ELM_Saudi_Arabia_Oil.png
гляньте на графике провал в 1985-м с восстановлением(неполным)к 1992-му
и поймёте, что никакого увеличения добычи в 3,5 раза не было….

— Все правильно. Мне только интересно, автор этого журнала знает, что Гайдар умер? А на хрена он с ним все спорит и спорит? Что кому доказывает?
— Предмета для дискуссии здесь нет. Все-таки я здесь ни с кем не спорю. Поскольку предмета спора нет. Если бы Гайдар или его сторонники привели бы источники, подтверждающие равильность сообщенных им данных, тогда теоретически мог бы возникнуть предмет для дискуссии. (Не)точность воспроизведения цифр из общедоступных справочников является результатом небрежности (неаккуратности, сознательной фальсификации), но не является предметом обсуждения.
Это лишь восстановление очевидного.

— СССР — это 15 республик, в т.ч. Азербайджан и Казахстан — крупнейшие нефтедобытчики, я не упоминаю о Туркмении, Узбекистане и проч, хотя, там тоже добывалась нефть, но в гораздо меньших количествах. Конечно же, в России сейчас добывается и экспортируется намного больше нефти, чем во времена СССР. Корректно ли такое сравнение?
— во времена позднего СССР доля РСФСР в общесоюзной добыче составляла процентов 85-90
в РФ сейчас добывается МЕНЬШЕ нефти, чем во времена СССР : РСФСР в 1987-ом (пик нефтедобычи) — примерно 580 млн.тонн, РФ в 2011 — то ли 509, то ли 511 млн.тонн

— По России (в названии таблицы) не указано, что учтен экспорт электроэнергии, только экспорт минеральных продуктов, в то время как по СССР учтен и экспорт электроэнергии и топлива.
— Если в подсчёт включается электроэнергия — продукт первого передела топлива, (с целью акцентировать внимание на высокой зависимости), то логично было бы также включать другие продукты первого передела ископаемых, например, прямого органического синтеза, такие как аммиак, метанол и синтетический каучук.

Petrohawk Energy: новости и годовой отчет 2011

26.08.2011
BHP Billiton завершила сделку по покупке производителя сланцевого газа Petrohawk Energy за $12,1 млрд.

Горнорудный гигант BHP Billiton договорился о приобретении за $12,1 миллиарда американской газовой компании Petrohawk Energy Corp, занимающейся перспективным сланцевым газом. Цена представляет собой премию в 65 процентов к последней цене акций Petrohawk. После завершения сделки BHP планирует потратить свыше $40 миллиардов на разработку трех месторождений Petrohawk, расположенных в Техасе и Луизиане, добыча на которых в этом году может составить 158.000 баррелей нефтяного эквивалента в сутки.
http://www.rusenergy.com/ru/news/news.php?id=53474

23.04.2012
Крупнейшая в мире горнодобывающая компания BHP Billiton может объявить об убытках по проектам в области добычи сланцевого газа на сумму около
$5 млрд.
http://lenta.ru/news/2012/04/23/bhp/

По словам аналитика Liberum Capital Ричарда Найтса, 5 млрд долларов убытков означают снижение стоимости сланцевых активов на 25%, и это достаточно оптимистичный вариант, верхняя граница прогноза. Вполне возможно, что оценка стоимости активов BHP в этом сегменте секторе будет сокращена наполовину.
http://www.ukrrudprom.ua/news/BHP_Billiton_terpit_ubitki_po_slantsevim_proektam.html

PETROHAWK ENERGY CORP
10-K
Annual report pursuant to section 13 and 15(d)
Filed on 02/28/2012
Filed Period 12/31/2011

http://www.petrohawk.com/About-Petrohawk/sec-filings.aspx

При цене компании Petrohawk в $12.1 млрд.
и чистой прибыли в год $ 174 млн.
Вложения окупятся через 69.5 лет

Саудовско-российские бюджетные считалочки

Июнь 2012
Бюджет Саудовской Аравии и пределы снижения цены нефти

Расходы бюджета Саудовской Аравии на 2012 год утверждены в размере 180 млрд. долларов (в 2008 г. было 120 млрд., т.е. за 4 года расходы выросли в 1,5 раза).
Бюджет 2011 года сведен с профицитом в 60 млрд. долларов, каковые направлены в основном на программу строительства 500 000 единиц жилья.

При среднегодовой стоимости нефти в 95 долларов за баррель (речь идет скорее всего о саудовской нефти, которая на 2-4 доллара дешевле нефти сорта Брент) прогнозируется, что профицит бюджета Саудовской Аравии составит 40 миллиардов долларов.

Итого: при цене нефти Брент в 99 долларов доходы бюджета Саудовской Аравии составят 220 млрд. долларов из которых 40 миллиардов составит профицит бюджета.

Если в 2008 году доходы от экспорта углеводородов формировали лишь 75% доходов бюджета Саудовской Аравии, то в 2012 — уже более 85%.
Таким образом доходы бюджета от экспорта нефти при цене в 99 долларов за баррель составят 220млрд.*0,85=190 млрд. долларов.

Итого: рост стоимости нефти на 1 доллар за баррель приносит бюджету Саудовской Аравии 1,9 млрд. долларов (бюджету России — 2 млрд. долларов).

Поскольку при цене нефти Брент в 99 долларов за баррель профицит бюджета составит 40 млрд. долларов, то бюджет будет сведен «в ноль» (т.е. доходы станут равны расходам) при цене нефти в 99-(40/1,9)=78 долларов за баррель нефти Брент

Итого: бюджет Саудовской Аравии в 2012 году бездефицитен при стоимости нефти сорта Брент равной 78 долларам за баррель.

Но как водится есть одно «маленькое но» — нам неизвестно какой объем экспорта заложен в бюджет — 7,5 миллионов баррелей в день, как в январе 2012 года или 9 миллионов баррелей — как в феврале 2012 года?

Сами понимаете, это существенный вопрос — ведь снижение стоимости нефти может быть компенсировано ростом объемов экспорта.
Потому, страхуясь, стоит рассмотреть вариант именно января-февраля. Ведь рост экспорта на 20% позволяет получить тот же объем выручки (с учетом себестоимости и транзита) и при цене на 15% более низкой чем заложена в бюджете — т.е. не при 78 долларах за баррель, а при 66.

Но грубый расчет показывает, что именно экспортируя 9 миллионов баррелей нефти ежедневно в течении всего 2012 года (после вычета себестоимости добычи и транспортировки) бюджет Саудовской Аравии получит искомые 220 млрд. долларов именно при стоимости нефти в 78 долларов за баррель нефти Брент.

Но — внутренне потребление нефти Саудовской Аравией (преимущественно на пр-во электроэнергии) составляет около 1 миллиона баррелей в день.

Следовательно: Саудовская Аравия добывая 10 млн. баррелей в день, экспортирует 9 миллионов и имеет свободные мощности по добыче нефти в размере от 1,88 до 2,5 млн. баррелей.
Полностью задействуя все свои мощности по добыче нефти она способна довести экспорт до 11-11,5 млн. барелей, что позволит ей выдержать снижение цены на нефть как раз до среднегодовых 60-66 долларов.

Ссылки: http://golosislama.ru/news.php?id=8713
http://finmonitor.com.ua/news/5340-saudovskaya-araviya-v-byudzhete-2012-predusmotrela-sokraschenie-rashodov-na-165-do-180-mlrd-doll.html

Январь 2012
Saudi Arabia’s budget in 2012
Thanks to record high oil prices last year Saudi Arabia enjoyed its second highest fiscal surplus ever, having budgeted for a deficit of -$11bn.

Expenditure increased by 38% over the budgeted amount, but revenues soared by 105% against budget.

The Kingdom expects the state budget in 2012 to produce a small surplus, based on revenues down by 37% over actual income in 2011 and expenditure down by 14% against 2011’s spending.

The CGES agrees that a small surplus is likely to be generated, but from much higher levels of both revenue and expenditure.

State spending in the Kingdom has not declined since 2002, averaging annual rates of growth of 14% since then, hence our assumption that expenditure in 2012 will rise by 15%.

As for revenues, although we concur that earnings will be down on 2011, they will reach $250bn based on an OPEC basket price of $97.4.bbl and Saudi oil production averaging 8.8 mbpd.

Saudi Arabia’s target oil price in 2011
Given the Saudi government’s likely fiscal expenditures and nonoil income this year it is a straightforward matter to find the various oil prices needed by the Kingdom to cover its different forms of expenditure, assuming its oil production will average 9.13 mbpd and its NGL exports rise to 0.62 mbpd.

To cover its current spending in 2011, after subtracting its projected non-oil and investment income, Saudi Arabia needs an OPEC basket price of $53/bbl (see Table 5 above).

Adding in $70bn of capital expenditure (broken down into $22bn for defence, $18bn for education and manpower, $13bn for infrastructure, water, etc…) requires a basket price of $79/bbl.

An OPEC basket price of $83/bbl would enable the Kingdom to cover both its current and capital expenditure in 2011, and at the same time have a contingency reserve of $10 billion for all eventualities.

The current CGES view is that the OPEC basket is likely to average $100/bbl in 2011, which implies that Saudi production of 9.13 mbpd during the year ought to yield enough income to generate a surplus of $55bn for the Kingdom of Saudi Arabia, more than double last year’s surplus.

Июнь 2012
Saudi Arabia Achieving $100 Oil Signals Output Reversal

Saudi Arabia is poised to rein in oil sales after it achieved a $100-a-barrel target by cutting the price of its crude and pumping at the highest rate in at least three decades.

The world’s biggest crude exporter started to scale back shipments this month, Vienna-based researcher JBC Energy GmbH said, citing tanker fixtures. Three days ago the desert kingdom raised the July official selling price to Asia of its main crude grade, Arab Light, for the first time in three months, another sign that it is reducing production, according to the Centre for Global Energy Studies in London.

Saudi Arabia has been trying to lower the international price of oil to about $100 as slowing global economic growth counters concern of a supply shortage following a ban by western nations on imports from Iran.

Brent crude, used to price more than half the world’s oil, fell to a low of $95.63 a barrel on June 4 amid Europe’s debt crisis, brimming supplies and weaker- than-expected Chinese manufacturing. Prices were as high as $128.40 in March.

“The downward pressure on prices will continue until they reduce supply,” said Manouchehr Takin, an analyst at CGES, which predicted last month that the Saudis would attain their $100 target. “OPEC’s doves have said $100 is their target, so they have to defend it.”

Май 2012
Oil price down 17% thanks to Saudi production

Dated Brent prices have fallen by $20/bbl (17%) from their recent peak and will fall further, unless there is a very significant disruption to Iran’s crude oil exports once the EU’s sanctions come into full effect in July.

Saudi Arabia has clearly taken a decision that it is more important to avoid a damaging price spike than it is to prevent oil prices from falling below its preferred level of $100/bbl.


Saudi Arabia is rightly concerned that another price spike this year, triggered by the loss of Iranian oil exports due to sanctions, would tip global oil demand growth back into negative territory, an outcome that it wants to avoid at almost any cost.

The EU’s embargo on oil imports from Iran, announced six months in advance of its implementation, has already had an impact on the country’s oil exports and US sanctions on the Iranian banking sector have extended the impact to its Asian customers.

Iran’s oil production has already fallen by around 10% since the end of last year, according to assessments published by the CGES, and exports are thought to have fallen even further.

In order to ensure that there is enough oil readily available to meet the impending drop in Iranian exports, Saudi Arabia has boosted its production to almost 10 mbpd ahead of the full implementation of the EU’s embargo.

The Kingdom is clearly taking a precautionary stance amid huge uncertainty on the impact of the sanctions and it would rather see too much oil available than too little.

For now, its fears of the damaging impact on oil demand of a price spike caused by a supply disruption outweigh its worries that too much oil will weaken prices.

Saudi Arabia can well afford a period in which prices dip below its target level of $100/bbl (we think it can live with $87/bbl) and it is a price the Kingdom seems willing to pay to avoid a repeat of the 2008 price spike and the subsequent crash.

Декабрь 2011
Saudi Arabia’s oil production increased by 830,000 bpd between January and November 2011, Kuwait’s rose by nearly 400,000 bpd and the UAE’s was up by 200,000 bpd.

Май 2012
Dated Brent likely to average $111/bbl in 2012

— — — — — — — — — —
Зачем гадать о ценах на нефть, если можно посмотреть, какая цена заложена в бюджет Саудовской Аравии.

Реальные цены могут, конечно, отлисаться от прогноза, как, например, в 2008 г., но тогда были «обстоятельства непреодолимой силы» в виде мирового кризиса, а не планомерная акция как сейчас против Ирана и, возможно, России, в которой участвует Саудовская Аравия.

Цены могут колебаться в течение года относительно средней ожидаемой.

Высчитывать цену, исходя из максимального ее снижения и отсутствия небольшого профицита, не обосновано, покольку выручить деньги от продажи treasuries Саудовской Аравии не позволят, как и Японии в марте 2011 г. после землятресения, цунами и аварии на Фукусиме.

О долговом рынке
http://spydell.livejournal.com/442377.html
http://spydell.livejournal.com/442874.html

Есть прогноз на 111$/баррель в 2012 г., можно ожидать ниже в интервале 97-105$/баррель, но все равно, цена в 115 $/баррель, как в Сценарных условиях для формирования вариантов прогноза социально-экономического развития в 2013-2015

представляется несколько завышенной, 111$/баррель в 2012 г. кажется более обоснованной.

Range Resources: Обзор компании, общие сведения

Range Resources – американская независимая нефтегазовая компания. Штаб-квартира располагается в городе Форт-Уэрт, штат Техас. Вся деятельность компании сосредоточена в США: на Юго-Западе, в районе Аппалачских гор и в Мексиканском заливе.

Range Resources
Range Resources is an independent oil and gas exploration and production company based in Fort Worth, Texas. Range is best known for its lead role in applying high-volume slickwater hydraulic fracturing («new fracking») techniques to produce shale gas from the Devonian-aged Marcellus Shale in Pennsylvania.

Because much of the Marcellus Shale lies under rural but significantly-populated areas, the company routinely purchases leases from small homeowners for the rights to drill on their land. They have over $1 billion USD invested in southwestern Pennsylvania, while it also has operations in the Southwestern United States.

Range Resources traces its roots to Lomak Petroleum, which was based in Hartville, Ohio in 1976, and drilled wells in eastern Ohio. In 1992, it moved its headquarters to Fort Worth and merged in 1998 with Domain Energy Corp. to become its present form. It also participated in a joint venture with FirstEnergy called Great Lakes Energy Partners LLC which it bought out in 2004 to form the subsidiary Range Resources Appalachia LLC.[7] Before its major expansion into the Marcellus Shale, Range Resources only held a small position in the Texas Barnett Shale and 9000 «worn-out gas wells across the Appalachian basin that had been producing for 25 years». However, geologist William Zagorski, who worked for the company, used the knowledge of fracking gained working in the Barnett Shale (pioneered in the region by Mitchell Energy) to attempt fracking in Appalachia.

The first test used a vertical drill, but Range Resources built three horizontal test wells in 2005 (in Mount Pleasant, Pennsylvania) and bought $200 million USD worth of land in 2007. The company had spent less than $1000 per acre on average to acquire land suitable for drilling, compared to larger traditional oil and gas players who joined the exploration rush late in the game who had «recent deals primed at $14,000 an acre».

In 2010, Forbes called Range Resources «King of the Marcellus Shale» with an enterprise value of $8 billion USD, suggesting that its position should attract energy investors scared by offshore drilling’s unlimited liabilities, as shown by the Deepwater Horizon oil spill. It suggested that after factoring Range’s profitable use of land acquisitions, a true value could be closer to $20 billion USD.

Company Presentation – April 25, 2012
http://www.rangeresources.com/Investor-Relations.aspx
http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=101196&p=irol-presentations


— — — — — — —
Говорится о росте запасов и продукции, но не говорится о росте доходов.
Картина, видимо будет похожа на Чесапик.
Хотя, конечно, снижение расходов несколько увеличит доходы


— — — — — — —
Картина такая же как у Чесапик: показ роста на добычи и запасов на акцию


— — — — — — —
Картина такая же как у Чесапик: сдвиг на жидкости


— — — — — — —
Капитальные расходы 2012 г. планируют на основе займов.
Продажи активов
Захеджировались хорошо по газу на 2012 г.


— — — — — — —
Все о продукции, но где данные по прибыли 🙂

eia.gov: OPEC Oil Export Revenues

Last Updated: Apr. 13, 2012

http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=OPEC&trk=c
http://www.eia.gov/EMEU/cabs/OPEC_Revenues/pdf.pdf

Alliance Oil: годовой отчет 2010

http://www.allianceoilco.com/?p=ir&afw_lang=en


http://www.allianceoilco.com/?p=ir&s=share&afw_lang=en

The Forbes Global 2000: Oil & Gas Operations


http://www.forbes.com/global2000/#p_1_s_arank_OilGasOperations_All_All

Sinopec: годовой отчет 2011

Principal financial data and indicators

Changes in share capital and shareholdings of principal shareholders

Business review and prospects

Management’s discussion and analysis

Читать далее

Металлоинвест: годовой отчет 2010. Финансы


http://metalloinvest.com/rus/ir/annual-report/
http://www.metinvest.com/BinaryFile.ashx?id=48

«НОВАТЭК»: стратегия развития компании. Financial Guidance


http://www.novatek.ru/common/upload/doc/Strategy_Presentation_ENG.pdf

Презентация «Газпрома» к Дню инвестора. Финансы

http://www.vedomosti.ru/newsline/news/1501402/evropa_ohladila_gazprom
http://www.vedomosti.ru/cgi-bin/get_document.cgi/vedomosti_13-02-2012.pdf?file=2012/02/13/275730_0647454470

Cтоимость компании (Enterprise value (EV), Total enterprise value (TEV) или Firm value (FV)) — аналитический показатель, представляющий собою оценку стоимости компании с учётом всех источников её финансирования: долговых обязательств, привилегированных акций, доли меньшинства и обыкновенных акций компании.

Стоимость предприятия =
Стоимость всех обыкновенных акций предприятия (рассчитанная по рыночной стоимости)
+ стоимость долговых обязательств (рассчитанная по рыночной стоимости)
+ стоимость доли меньшинства (рассчитанная по рыночной стоимости)
+ стоимость всех привилегированных акций предприятия (рассчитанная по рыночной стоимости)
— денежные средства и их эквиваленты
Наличные средства вычитаются потому как считается, что общий долг может быть уменьшен за счет денежных средств и их эквивалентов:

Чистый долг = общий долг — денежные средства и их эквиваленты

доля меньшинства — это статья консолидированного баланса, на которой отражается доля участия внешних владельцев в акционерном капитале дочерних предприятий.

Использование EV в оценочных мультипликаторах(Enterprise Value Multiples)

EV/Sales (Выручка) — показатель, который сравнивает стоимость предприятия с его годовой выручкой. Обычно используется для оценки низкорентабельных компаний.
EV/EBITDA — показатель, который сравнивает стоимость предприятия с его EBITDA. Часто используется для оценки того, за сколько лет окупятся инвестиции.

Compound annual growth rate (CAGR) is a business and investing specific term for the smoothed annualized gain of an investment over a given time period. CAGR is not an accounting term, but remains widely used, particularly in growth industries or to compare the growth rates of two investments.

CAGR is often used to describe the growth over a period of time of some element of the business, for example revenue, units delivered, registered users, etc.

Капитальные расходы (англ. CAPital EXpenditure, CAPEX) — капитал, который используется компаниями для приобретения или модернизации физических активов (жилой и промышленной недвижимости, оборудования, технологий).
Нередко встречается и такое определение CAPEX — это инвестиционные затраты на покупку основных фондов, а также затраты по обслуживанию кредитов на их приобретение. В общем случае капитальные затраты рассчитываются как прирост основных средств во времени (определяется по балансу организации).

Нефтяники дали оценку «60—66»

Прошло почти два месяца с тех пор, как вступил в силу новый режим расчета пошлин на нефть и нефтепродукты — система «60—66», призванная стимулировать добычу нефти и одновременно увеличить производство светлых нефтепродуктов. РБК daily узнала у компаний, как они оценивают действие нового налогового режима и сколько могут дополнительно заработать или потерять уже в ближайшем будущем.

Наибольшую выгоду, как ожидается, от введения нового налогового режима получит «Роснефть». Как рассказал РБК daily источник в компании, по предварительным расчетам, новый режим увеличивает удельную EBITDA по сектору на 3,8 долл./барр. при цене нефти 100 долл./барр. По оценкам аналитиков, если предположить, что в четвертом квартале будет добыто порядка 210 млн барр. нефти, то EBITDA «Роснефти» вырастет приблизительно на 800 млн долл. В целом годовой эффект на 2012 год оценивается в 1,2—1,3 млрд долл., сообщала ранее компания на встречах с аналитиками. «Дополнительная прибыль пойдет, в частности, на модернизацию НПЗ, что позволит улучшить структуру выпуска продукции и частично компенсировать потери от снижения маржи переработки в результате изменения ставок экспортных пошли на нефть и нефтепродукты», — отметил источник. Кроме того, значимо расширяется число рентабельных скважин, которые компания может пробурить в будущем: это означает, что, например, в Западной Сибири «Роснефть» сможет держать устойчивый уровень добычи дольше, чем планировали ранее, пояснил собеседник в компании.

Новый налоговый режим позитивно скажется и на ЛУКОЙЛе, добыча которого в традиционных регионах в настоящее время падает. При цене 95 долл./барр. дополнительная прибыль компании может составить 450—500 млн долл., заявлял вице-президент компании Леонид Федун. Для «Газпром нефти» в зависимости от цен на нефть положительный эффект от применения режима «60—66» составит порядка 100—150 млн долл. в год, рассказали РБК daily в компании. В ТНК-BP отказались сообщить, сколько компания дополнительно заработает от режима «60—66». Однако ранее финансовый директор компании Джонатан Мьюир отмечал, что реформа может повысить выручку компании на 500—600 млн долл. в год при средней цене нефти 75 долл./барр. После уплаты всех налогов это увеличит чистую прибыль на 200—300 млн долл. в год.

В «Башнефти» (единственной компании, которая несет непосредственные убытки от нового налогового режима) РБК daily сообщили, что еще не завершили оценку результатов за октябрь. Однако, как сообщалось ранее, потери «Башнефти» в четвертом квартале могут составить 50 млн долл. Всего же выпадающие доходы компании могут достигнуть 150—200 млн долл. в год. В то же время компенсации, одобренные Госдумой, более чем в два раза меньше этих потерь: налоговая льгота для «Башнефти» составит лишь 10 млрд руб. в течение пяти лет и будет введена с 1 января 2012 года.

В компаниях признают, что режим «60—66» — лишь временная мера. «Новый режим не решает фундаментальных вопросов развития отрасли и предоставляет лишь краткосрочную передышку для решения неотложных проблем стабилизации добычи в Западной Сибири, компенсируя уже объявленное увеличение НДПИ в 2012—2013 годах, а также рост тарифов естественных монополий на транспортировку и электроэнергию», — пояснили РБК daily в ТНК-BP.
Необходима дальнейшая разработка системы налогообложения нефтяной отрасли, считает финансовый директор «Газпром нефти» Алексей Янкевич. В частности, приводя в пример Мессояхский проект (включает Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское месторождения), он отмечал, что пошлина на нефть на уровне 60% даже в сочетании с введением каникул по НДПИ не выводит проект в зону окупаемости. По его мнению, необходим новый системный подход к изменению налогообложения добычи, в частности, введение налога на сверхприбыль и снижение экспортной пошлины на нефть до 55%.
По мнению партнера и руководителя практики «ТЭК и ресурсы» консалтинговой компании Strategy Partners Петра Панова, такие резкие изменения в нефтеперерабатывающей отрасли не слишком оправданны. «Вектор государственной политики определен правильно, однако необходима долгосрочная стратегия для всей нефтеперерабатывающей отрасли и планомерная работа по ее модернизации. Проводить ее должны последовательно государство совместно с бизнесом, ведь инвестиционный горизонт в отрасли составляет 10—15 лет», — поясняет эксперт. Кроме того, экономика нефтеперерабатывающей отрасли определяется совершено другими факторами, нежели цены на сырую нефть. Следовательно, и рычаги регулирования ее не должны быть привязаны к ценам на нефть, как это остается до сих пор в рамках предложенного режима «60—66», подытожил г-н Панов.


http://www.rbcdaily.ru/2011/11/28/tek/562949982152208

Заводы готовы переработать больше добытой нефти
Пять крупнейших нефтяных компаний должны в 2020 году поставить на внутренний рынок около 120 млн т светлых нефтепродуктов. При этом согласно планам по выпуску топлива производители готовы перерабатывать больше нефти, чем требует государство.

Через девять лет «Роснефть» произведет 38,4 млн т бензина, дизтоплива и авиакеросина. Если исходить из расчета, что это не менее 20% от добытой неф­ти в России, то к 2020 году госкомпания произведет 192 млн т. Такое требование прописано в соглашениях между нефтяными компаниями и госорганами, копии которых есть у РБК daily (см. номер от 22.11.11).
Реальные планы «Роснефти» по добыче скромнее. В сентябре вице-президент компании Гани Гилаев сообщил, что «Роснефть» планирует увеличить добычу неф­ти к 2020 году до 160—180 млн т в год. Таким образом, на производство светлых неф­тепродуктов пойдет 32—36% нефти.

Помимо «Роснефти» больше нефти согласились направить на переработку также ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть». Глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов говорил о достижении добычи неф­ти к 2020 году около 94 млн т (с учетом зарубежных проектов). Выходит, что производство светлых нефтепродуктов (за вычетом добычи за рубежом) должно составить не больше 15 млн т, хотя подписанное летом соглашение с ФАС, Ростехнадзором и Ростехрегулированием предусматривает около 30 млн т, то есть 40% от добычи компании внутри страны. По плану заводы «Газпром нефти» должны выпустить 23 млн т светлых нефте­продуктов. Исходя из прогнозов компании к 2020 году достичь уровня добычи 80—100 млн т, производство светлых видов топлива должно составить 16—18 млн т. Таким образом, «Газпром нефть» может направить на переработку как минимум 23—25% добытой в России нефти.

Соглашение с «Сургутнеф­тегазом» предусматривает выпуск 12,2 млн т топлива, то есть добыча предположительно должна составить 61 млн т (план на этот год — 60,7 млн т), ТНК-ВР — 13,3 млн и 67,7 млн т соответственно (добыча по итогам 2010 года — 72 млн т). Долгосрочные планы по добыче нефти эти компании не сообщали.

В итоге все крупнейшие неф­тяные компании обязаны поставить на рынок в 2020 году около 120 млн т светлых нефтепродуктов. Вместе с другими заводами, подписавшими в июле соглашения с регуляторами, они произведут 180 млн т светлых неф­тепродуктов, или 78% от всего объема переработки неф­ти (230 млн т, включая темные нефтепродукты), заложенной в генсхеме развития нефтяной отрасли до 2020 года.

В настоящее время нефтепереработка в России выгоднее, чем экспорт нефти, отмечает аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. Однако государство в последнее время сильно вмешивается во внутренний рынок, сдерживая цены на неф­тепродукты и искажая нетбэки. «Налоговое бремя на нефтепереработку будет увеличиваться. Если это будет сочетаться с жестким госрегулированием, то прибыльность переработки упадет, поэтому не факт, что в долгосрочном периоде она будет такой же высокой, как сейчас. При этом у предприятий нет гарантий окупаемости инвестиций в переработку в связи с постоянно меняющимися правилами игры», — говорит эксперт.
Пока же нефтяные компании вынуждены вкладывать в модернизацию своих НПЗ. С октября заработала новая налоговая система «60-66». Она предусматривает снижение экспортной пошлины на нефть с 65 до 60%, унификацию ставок пошлин на светлые и темные нефтепродукты на уровне 66% от пошлины на нефть, но с 2015 года ставки экспортных пошлин на темные нефтепродукты будут повышены до уровня пошлины на нефть.
http://www.rbcdaily.ru/2011/11/23/tek/562949982115973

РБК daily удалось ознакомиться с соглашениями о модернизации нефтеперерабатывающих заводов, подписанными между компаниями и госорганами. Уже через три года объем выпуска высококаче­ственных нефтепродуктов увеличится в полтора раза, на их производство пойдет не менее 20% всей добытой в России нефти. Нефтяники взяли на себя обязательство до 2020 года перейти на стандарт бензина Евро-5 и подписались под санкциями, которые последуют, если планы так и останутся на бумаге.

В июле между 11 нефтегазовыми компаниями, шестью НПЗ с одной стороны и ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом с другой были подписаны соглашения, согласно которым производители топлива взяли на себя обязательства постепенно перейти на производство более качественных нефтепродуктов. В документах (копии всех соглашений есть у РБК daily) содержатся детальные планы по модернизации НПЗ и производству моторных видов топлива в период с 2011 по 2020 год. Каждая нефтяная компания начиная с 2015 года должна будет производить светлых нефтепродуктов в объеме не менее 20% от добытой в России нефти и «поставлять их на внутренний рынок, обеспечив устойчивое, не допускающее перерывов предложение нефтепродуктов на рынке России в соответствии со складывающимся уровнем спроса».

Согласно документам с 2015 года автобензин, производимый большинством крупных российских заводов, должен соответствовать стандарту Евро-5. Пока ЛУКОЙЛ, ТНК-ВР и «Газпром нефть» со следующего года будут производить бензин четвертого класса и выше. «Роснефть» по итогам текущего года выпустит бензин лишь второго и третьего классов в объеме 5,5 млн т (см. таблицу на с. 5), а по итогам 2014 года увеличит объемы до 9,2 млн т, из которых 3,4 млн т пятого класса, 2,5 млн т четвертого класса. Дизтопливо ЛУКОЙЛа уже соответствует классу не ниже четвертого, в 2012 году к нему должны присоединиться ТНК-ВР, «Башнефть», «Газпром нефть», Ярославский НПЗ (владеет «Славнефть»).

На Киришском НПЗ (принадлежит «Сургутнефтегазу») сейчас только половина из производимого бензина в 2,3 млн т выше второго класса. Через девять лет завод должен будет выпускать 3,2 млн т бензина пятого класса, но полностью перейти на производство дизтоплива высшей, пятой категории компании к этому времени не удастся: только 5,8 млн из 7 млн т будет выше второго класса. В этом году восемь крупнейших компаний планируют произвести 107,5 млн т светлых нефтепродуктов, к 2020 году объем должен составить 154,3 млн т.

Соглашения с нефтяниками были подписаны после того, как в конце прошлого года и первом полугодии 2011 года сложился дефицит нефтепродуктов, который привел к росту цен на них. Одной из причин дефицита, как объяснили в Федеральной антимонопольной службе, стала неготовность ряда нефтяных компаний исполнять технический регламент о выпуске нефте­продуктов более высокого класса. Изначально предполагалось, что с этого года бензин класса Евро-2 канет в Лету. Ведомства пошли навстречу нефтяникам, отложив дей­ствие техрегламента еще на четыре года, но поставили им «поведенческие условия», документально закрепив планы по переоборудованию НПЗ.

Объем инвестиций в модернизацию перерабатывающих мощностей «Роснефть» не раскрывает, но в компании говорят о «100-процентном выполнении планов модернизации» по итогам текущего года. «Недавно началась пусконаладка на крупном объекте — установке замедленного коксования на Комсомольском НПЗ. Также есть уверенность в реализации планов на 2012 и последующие годы. Большую часть объектов планируется ввести в 2013 году», — пояснили в компании. В ближайших планах ЛУКОЙЛа ускорить темпы производства бензина выше четвертого класса за счет строительства еще одной установки каталитического крекинга на Нижегородском НПЗ, а в перспективе перейти на безмазутное производство, отметил представитель компании.
В «Башнефти» заявили, что выполняют условия четырехстороннего соглашения, напомнив, что инвестиции до 2016 года в модернизацию заводов составят до 27 млрд руб. «Газпром нефть» также подтверждает выполнение взятых на себя обязательств. Получить комментарий в ТНК-ВР и «Сургутнефтегазе» не удалось.

Следить за выполнением соглашений должны госорганы. В ФАС пояснили РБК daily, что результаты выполнения соглашений о модернизации НПЗ станут известны в конце года. По словам представителя ведомства, в настоящее время никаких допсоглашений в эти договоры вносить не планируется. В то же время, по данным Минэнерго, ремонт на российских НПЗ идет по графику. Какие-либо санкции в соглашении не прописаны, но чиновники готовы применить административные ресурсы. Как уже писала РБК daily (см. номер от 25.08.11), Роснедра могут отказать «задержавшимся» в выдаче лицензий на месторождения, а Федеральная таможенная служба — лишить права отсрочки по уплате платежей. ФАС готова возбуждать административные дела с наложением штрафов. Возможно также изъятие необоснованно полученного дохода.
Полностью выполнить программу государства вряд ли удастся всем компаниям. Но за оставшиеся три года они вполне могут улучшить качество нефтепродуктов, если не поскупятся на инвестиции, полагает аналитик «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. Сложнее для компаний увеличить выход нефтепродуктов, поскольку инвестиций на это потребуется гораздо больше, чем на оборудование, необходимое для производства топлива более высокого класса. По его словам, большие усилия для выполнения программ придется приложить «Роснефти» и «Сургутнефтегазу».


http://www.rbcdaily.ru/2011/11/22/tek/562949982105288

Британские горнодобывающие и нефтегазовые компании из FTSE-100 в оффшорах


http://www.guardian.co.uk/news/datablog/2011/oct/11/ftse100-subsidiaries-tax-data#

Тotals — по всем компаниям из всех отраслей FTSE-100

Обзор российского геофизического сервиса — 2010

18 марта 2011
Сегмент геофизического сервиса занимает 15% общего объёма российского рынка нефтегазового сервиса.

В отличии от других, этот вид сервиса обеспечивает нефтегазовые компании и топливно-энергетический комплекс (ТЭК) страны в целом информацией стратегического характера о состоянии и развитии их ресурсной базы, что важно с позиций энергетической и государственной безопасности России. С другой стороны геофизический сервис обеспечивает добывающие компании информацией, позволяющей рационально, экономически и технологически эффективно использовать огромные инвестиции, направляемые на поиск, разведку, разработку месторождений, бурение, ремонт и эксплуатацию скважин. В нефтегазовой отрасли геофизический сервис является самым наукоёмким, относится к сфере высоких информационных технологий, потенциалом для развития которых в мире обладает ограниченное количество стран. Россия наряду с США и Китаем такими возможностями располагает и накопила огромные знания и опыт в области геофизической науки, приборостроения и сервиса.

Участники рынка
Наглядным свидетельством деструктивных процессов, постигших отечественную геофизику в 90-е годы прошлого столетия, являются данные, приведенные в таблице 1 и на рис.1-3. С помощью «шоковой терапии», системы неплатежей, бартера мощный геофизический комплекс, успешно обслуживавший в советское время потребности нефтяной, газовой и геологической отраслей, был дезинтегрирован и разрушен. На его развалинах возникло большое количество средних и малых геофизических компаний с ограниченными финансовыми и техническими возможностями, вступивших в острую конкурентную борьбу не только между собой, но и с мировыми лидерами геофизического сервиса, любезно допущенными на отечественный рынок даже до вступления России в ВТО.

Для анализа рынка были отобраны российские и иностранные участники с годовым объёмом геофизического сервиса более 250 млн. руб. Представленные в таблице компании по форме собственности и принадлежности подразделяются на несколько групп.

Первую группу образуют геофизические предприятия, входящие в состав российских нефтегазовых компаний (Сургутнефтегеофизика, ТНГ-Групп, Газпромгеофизика и Ноябрьскнефтегеофизика). Они имеют надёжный рынок материнской компании, недоступный для сторонних игроков, как правило, оснащены самой передовой техникой и технологией, хорошо обустроены, а персонал обеспечен солидным социальным пакетом.

Во вторую группу входят независимые отечественные сервисные компании. Состав этой группы не однороден. Часть из них является многопрофильными, где геофизический сервис сочетается с другими видами нефтегазового сервиса (Холдингнефтегаз, Геотек Холдинг, Римера). Другая часть представлена чисто геофизическими компаниями с различной формой собственности. Среди них есть компании, контрольный пакет акций которых принадлежит государству (ЦГЭ, Самаранефтегеофизика, Волгограднефтегеофизика, Краснодарнефтегеофизика, Ставропольнефтегеофизика, Пермнефтегеофизика, Нижневартовскнефтегеофизика). Остальные являются полностью частными в форме ОАО или ООО. Независимые компании этой группы испытывают постоянный прессинг как со стороны нефтегазовых компаний на тендерах, так и иностранного сервиса, который стремится закрепиться на российском рынке. Помимо представленных в таблице на рынке действует большое количество малых сервисных предприятий, специализирующихся на проведении отдельных видов исследования, например, навигация при проводке скважин, углеродно-кислородный, ядерно-магнитный каротаж, геолого-технологические исследования и др.

Третью группу образуют иностранные сервисные компании. Здесь представлены все лидеры мирового геофизического сервиса американские компании Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford. Не встречая противодействия со стороны государства и отечественных нефтегазовых компаний, они год от года наращивают своё присутствие на российском геофизическом рынке путём поглощения независимых компаний. Наибольшая активность наблюдается со стороны компании Schlumberger, которая приобрела Тюменьпромгеофизику, Петроальянс, Красноярнефтегеофизику, Поморнефтегеофизику, Геофит, Сибирскую геофизическую компанию и др. Компания Baker Hughes владеет Оренбургнефтегеофизикой, а Weatherford пытается приобрести Ноябрьскнефтегеофизику. Собственниками Интегры являются американские и европейские инвестиционные фонды. Она выкупила Тюменнефтегеофизику и несколько мелких компаний ГИС, объединила свои сейсмические активы с аналогичными активами в России Schlumberger. Соотношение финансовых возможностей американских компаний и самых крупных российских представителей сервиса явно складывается не в пользу последних. По выручке, например, Schlumberger превосходит Готек Холдинг в 70 раз.

На рис.1-3 представлено долевое участие отдельных и групп компаний на рынке ГИС, сейсморазведки и геофизики в целом.

Дестабилизация рынка геофизического сервиса
В предкризисные (2003-2008) годы на фоне 15% ежегодного роста российского рынка нефтегазового сервиса геофизический сегмент развивался опережающими темпами (20%\год). Негативные последствия мирового экономического кризиса в наиболее острой для геофизического сервиса форме проявились в 2009 г. и продолжились в 2010 г. В 2009 г. рынок упал на 10%, а в 2010 г. в денежном выражении стабилизировался на уровне 2009 г., несмотря на некоторый рост физического объёма. Жёсткие меры экономии, принятые нефтегазовыми компаниями в отношении сервисных компаний, разрушили хрупкий баланс интересов, сложившийся на рынке геофизических услуг. При проведении нефтегазовыми компаниями тендеров вопросы качества, эффективности и безопасности геофизических исследований отошли на задний план, уступив пальму первенства стоимостным показателям.

Рис. 1 Российский рынок геофизичесого сервиса — 2010 г.

Рис. 2 Российский рынок сервиса ГИС — 2010 г.

Рис. 3 Российский рынок сейсморазвдки — 2010 г.

Уровень реальных цен на геофизический сервис сравнялся, а в ряде случаев стал ниже себестоимости проводимых исследований. Условия выполнения и финансирования работ, устанавливаемые нефтегазовыми компаниями, стали носить явно выраженный дискриминационный характер. Например, срок оплаты выполненных работ был увеличен с 30-60 дней до 120 дней, договора заключались на короткий срок, без авансирования. Появилось большое количество недобросовестных подрядчиков, широко практикующих откровенный демпинг при низком качестве геофизических исследований и большом риске потерь, связанных с аварийностью и безопасностью. Крупные отечественные геофизические компании в таких условиях лишились возможности инвестирования в развитие новой техники и технологий, стали терять свои конкурентные преимущества и вымываться с рынка. Далее по цепочке лишались источников финансирования отечественные компании, занимающиеся разработкой наукоёмкой геофизической аппаратуры и программного обеспечения, а затем наступили тяжёлые времена со сбытом у высокотехнологичных компаний геофизического приборостроения. Складывающаяся на российском рынке в целом неблагоприятная для отечественного сервиса ситуация оказалась весьма выгодной для иностранных сервисных компаний. Располагая необходимыми финансовыми средствами, они стали вкладывать капитал в поглощение ключевых игроков, чтобы в конечном итоге установить свой контроль над рынком. Последовавший по завершению первой фазы кризиса рост мировых цен на нефть до 100 и более $\баррель, никак не повлиял на смягчение ценовой политики заказчиков. Всё это дестабилизировало рынок геофизического сервиса и ввергло его в состояние хаоса.

Регулирование сервисных цен
Мониторингом и регулированием отношений на 700 млрд. руб. рынке нефтегазового сервиса в России никто не занимается. Достаточно красноречиво об том свидетельствует полное отсутствие компетентных специалистов этого профиля в составе Минэнерго РФ. Саморегулирующих организаций и соответствующих механизмов регулирования в нефтегазовой отрасли не создано, отсутствует какая-либо понятная концепция, стратегия государства по развитию этого рынка. В этом заключается главная причина хаоса в таком стратегически важном для энергетической и государственной безопасности направлении, каким является нефтегазовый сервис.

Для вывода российского геофизического сервиса на путь устойчивого развития и установления на рынке справедливых, максимально прозрачных, цивилизованных отношений между нефтегазовыми и сервисными компаниями необходимо вмешательство регулятора рынка (Минэнерго РФ) по корректировке порядка ценообразования и существующих правил проведения тендеров. Утверждённые Минэнерго РФ, МПР РФ и ОАО Газпром методические указания по ценообразованию МУ ГИС-98, производственно-отраслевые сметные нормы на геофизические услуги ПОСН 81-2-49 и Единые районные единичные расценки (ЕРЕР, 1990 г.) обязательные для применения на территории Российской Федерации, практически перестали действовать. Выход из сложившейся ситуации предложен Евро-Азиатским геофизическим обществом (ЕАГО) совместно со специалистами ведущих геофизических компаний.

Таблица 2.
УКРУПНЁННЫЕ ТАРИ ФЫ НА ПРОВЕДЕНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
(при цене на нефть до 50 $\баррель повышающий коэффициент Кц=1, при 50 — 100 $\баррель Кц=1,2)

1 — глубина скважин до 2500 м., угол наклона 0-50°, горизонтальные скв. — 50-90°; 3 — глубина скважин до 3500 м., угол наклона 0-50°, горизонт. скв. — 50-90°;
2 — глубина скважин до 3500 м., угол наклона 0-50°, горизонтальные скв. — 50-90°; 4 — глубина скважин до 3000 м., наклон. скв. до 3500 м., горизонт. скв. до 4500 м.

Его суть состоит во введении временно на 3 года «Укрупнённых тарифов на проведение геофизических исследований» (Таблица 2). Предусмотренный тарифом уровень цен позволит геофизическим предприятиям решать проблемы технического оснащения, финансирования НИОКР, социальной защиты персонала. Для нефтегазовых компаний рост затрат на геофизический сервис не превысит 30%. В США, например, уровень затрат на сервис в расчёте на добытый баррель нефтяного эквивалента в 4,7 раза выше, чем в России. До утверждения тарифа предлагается образовать под эгидой Минэнерго РФ согласительную комиссию из представителей нефтегазовых и сервисных компаний. После выработки окончательной редакции, тарифы можно было бы утвердить и ввести в действие. Одновременно ЕАГО с участием специалистов нефтегазовых и сервисных компаний готово приступить к разработке нового регламента по ценообразованию в геофизике, отвечающего современным рыночным реалиям.

Государственная политика
Ясно выраженной государственной политики в отношении нефтегазового сервиса вообще и геофизического сервиса в частности в России, к сожалению, не существует. Провозглашённый руководством страны курс на модернизацию экономики, развитие наукоёмких и высокотехнологичных производств прямо на происходящие вокруг российской геофизики процессы влияния не оказывает. Поручение Правительства РФ Министерству энергетики и МПР по созданию в 2010 г. интегрированных российских сервисных компаний на основе предприятий с государственным контрольным пакетом акций благополучно провалено.

В отличии от государства крупный российский бизнес в 2010 г. проявил большую активность и заинтересованность в приобретении и консолидации активов отечественного нефтегазового сервиса. Примером может служить приобретение его представителями ОАО Бургаз, блокирующего пакета акций Геотек Холдинга и др. Если эта тенденция получит развитие, то процесс консолидации может ускориться, а его результат оказаться более эффективным, чем у государства. Наблюдается также резкая активизация в этом направлении американского бизнеса в лице Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford, о чём свидетельствуют события вокруг продажи сервисных активов Газпром нефти, Башнефти, блокирующего пакета акций Башнефтегеофизики. Либеральная позиция ФАС в отношении поглощения иностранным бизнесом российских геофизических компаний, имеющих стратегическое значение, не может не вызывать неприятия и недоумения. Напомним, что к видам деятельности, имеющим стратегическое для безопасности страны значение, относятся: геофизика, геологическое изучение недр, разведка и добыча полезных ископаемых на участках недр федерального значения, работа с использованием радиационных источников.

Судя по всему, 2011 г. может стать решающим в противоборстве российского и иностранного бизнеса за отечественный рынок нефтегазового сервиса. Если национальный бизнес при осознанной поддержке государства возьмёт верх, то иностранные сервисные компании постепенно будут вытеснены с российского рынка и начнётся борьба за $ 100 миллиардный глобальный рынок высокотехнологичного нефтегазового сервиса. В противном случае отечественные нефтегазовые компании попадут в информационную зависимость на внутреннем рынке от американских, а на внешнем от американских и китайских сервисных компаний. Нефтяные компании получат услуги в 5-10 раз дороже, а страна в очередной раз лишится ещё одной высокотехнологичной сферы науки и бизнеса, в которой Россия традиционно занимала ведущие в мире позиции и могла бы зарабатывать на глобальном рынке не меньше, чем от продажи оружия ($ 10-15 млрд.\год).

Для сравнения сошлёмся на государственную политику США и Китая в этой области. Правительства этих стран-членов ВТО всемерно поддерживают, защищают и продвигают интересы высокотехнологичных компаний нефтегазового сервиса на внутреннем и глобальном рынках. На территориях этих стран, например, доля иностранного геофизического сервиса поддерживается на уровне не выше 5%.

Политика нефтегазовых компаний
Экономическая политика нефтегазовых компаний, игнорирующая интересы отечественного геофизического сервиса, при поддержке Минэнерго РФ могла бы в 2011 г. трансформирована в режим наибольшего благоприятствования. Это необходимо для преодоления последствий кризиса и вывода российской геофизики на путь устойчивого развития. В рамках такого режима при прочих равных условиях предпочтение при получении заказа должны иметь российские компании, а договорные отношения могли бы строиться на долгосрочной и взаимоприемлемой финансовой основе. Тендерные комиссии должны допускать к конкурсу только предварительно квалифицированные компании с безупречной репутацией. При квалификации претендентов на участие в тендере главными критериями должны быть геолого-экономическая эффективность, качество, безопасность работ, технико-технологическая оснащённость, культура производства. Это позволит отсечь от участия в тендере недобросовестных фирм-однодневок, пресечь попытки демпинга и в целом оздоровить отношения недропользователей с сервисом. Введение подобного режима позволит российской геофизике получить необходимую передышку от изнурительной борьбы на выживание, направить свои усилия на консолидацию разрозненных сил, техническое и технологическое развитие, укрепление конкурентоспособности и возврат утраченных позиций на внутреннем и мировом рынках.

Инновационная политика
Миф об отсталости российской геофизической науки, приборостроения и сервиса явно преувеличен. Мощный интеллектуальный, научный, приборостроительный потенциал, созданный в советские годы в геофизике, сравнительно легко справился с оснащением сервисных компаний в России и СНГ конкурентоспособными геофизическими станциями, подъёмниками, скважинной аппаратурой, кабелем, перфорационными зарядами и другими видами техники. Отставание в отдельных видах ГИС (MWD, LWD, имиджеры) и сейсморазведки обусловлено 20-летним отсутствием финансирования НИОКР как со стороны нефтегазовых компаний, так и государства. Собственные возможности финансирования НИОКР, как следует из вышеизложенного весьма ограничены.

Для сравнения компания Schlumberger на обеспечение лидирующих в мире позиций своего нефтегазового сервиса вкладывает в НИОКР $ 1,5 млн.\сут. Китайское Правительство, понимая значимость геофизики в 2010 г. выделило на НИОКР только в области ГИС 10 млрд. юаней сроком на 5 лет. Минэнерго РФ и отечественные нефтегазовые компании инвестированием в развитие геофизической техники и технологий вообще не занимаются. В 2010 г. общий объём затрат со стороны сервисных и приборостроительных компаний на НИОКР в геофизической области составил по России в целом примерно $ 10-15 млн. В советское время на эти цели тратилось около $ 150 млн.\год. Удручает то, что созданные даже на эти мизерные средства прорывные российские разработки по достоинству оцениваются и впервые получают путёвку в промышленность у иностранных, а не российских нефтегазовых компаний. Например, уникальная отечественная аппаратура электрического каротажа через обсадную колонну, которая во всём мире считается высшим в геофизике научным и технологическим достижением, востребована и поставляется прежде всего в Китай.

Наверстать упущенное из-за 20 летнего перерыва в финансировании НИОКР не просто, но, как показывает Китай, возможно. Путь копирования достигнутого кем-то вряд ли целесообразен. Научный и производственный потенциал геофизических приборостроительных компаний, военно-промышленного комплекса, ВУЗов страны позволяет создавать технику, технологию, программное обеспечение с опережающими конкурентов характеристиками. Прежде всего, необходимо ликвидировать отставание в области каротажа в процессе бурения (MWD, LWD), геофизическом сервисе морских скважин, морской и наземной сейсморазведке, электрических имиджерах, аппаратуре и средствах доставки для исследования действующих горизонтальных скважин. Вместе с тем необходимо закрепить российский приоритет в программном обеспечении для геологического и гидродинамического моделирования на суперкомпьютерах, прорыв в исследовании скважин, оборудованных УЭЦН, интеллектуализации действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин. Необходимо построить в ведущих научных центрах страны 3-4 установки физического моделирования, имитирующих 3-х фазный поток в действующих скважинах с регулируемым углом наклона ствола. Для обеспечения единства геофизических измерений с целью повышения точности определения начальных и текущих запасов месторождений углеводородов необходимо построить базовый для страны метрологический центр с полным набором эталонных моделей пластов. Разработка такой 5-ти летней программы НИОКР возможна силами ЕАГО с привлечением специалистов нефтегазовых, сервисных, научных и приборостроительных компаний. Для её финансирования потребуется привлечение средств государства, нефтегазовых и сервисных компаний.

В заключении отметим, что в кратком обзоре текущего состояния и тенденций развития отечественной геофизики мы коснулись только наиболее болезненных проблем. В их разрешении без понимания и поддержки со стороны Минэнерго РФ, нефтегазовых компаний, крупного российского бизнеса не обойтись.
http://topneftegaz.ru/analisis/view/7559

Нефть и газ в бюджете России

Федеральный бюджет РФ
http://www.minfin.ru/ru/budget/federal_budget/
Нефтегазовый дефицит
Бюджетный кодекс (БК РФ) > Часть вторая. Бюджетная система Российской Федерации > Раздел IV. Сбалансированность бюджетов > Глава 13.2. Использование нефтегазовых доходов федерального бюджета

Нефтегазовые доходы и формирование доходной части федерального бюджета на основе нефтегазового баланса
Целевое использование нефтегазовых доходов федерального бюджета РФ

В частности, в 2008 году федеральный бюджет России на 50 % сформирован нефтегазовыми доходами (в 2006 году доля нефтегазовых доходов составила свыше половины, в 2003 году — лишь четверть в общей массе поступлений)

2007

Источник

21/06/2007
проект главного финансового документа страны — бюджет России на 2008 — 2010 годы

2008
Заключение счетной палаты на проект бюджета 2009-2011 гг
http://protown.ru/information/hide/6407.html
Источники финансирования дефицита федерального бюджета в 2009-2011 гг.

http://www.protown.ru/information/hide/6436.html

20 августа 2009
Основные направления бюджетной политики на 2010 год и плановый период 2011 и 2012 годов (Проект)


http://www.eg-online.ru/information/76012/

22 Январь 2010
цена на нефть 70 долл. за баррель, которая заложена в бюджет на 2012г., является достаточно высокой по сравнению с той, которая может сложиться в ближайшие десять лет.
http://top.rbc.ru/economics/22/01/2010/364339.shtml

1 октября 2010
Основные характеристики федерального бюджета на 2011 год и на плановый период 2012 и 2013 годов, внесённого Правительством Российской Федерации в Государственную Думу 01.10.2010


http://info.minfin.ru/project_fb_fbproject.php

Основные направления бюджетной и налоговой политики
Параметры социально-экономического развития

http://info.minfin.ru/project_fb_param.php

Основные параметры бюджетной системы и основные характеристики федерального бюджета


http://info.minfin.ru/project_fb_param_bj.php

Основные положения, принятые за основу при формировании прогноза доходов федерального бюджета

http://info.minfin.ru/project_fb_polozhenija.php

Аналитические материалы
Основные подходы к формированию проекта федерального бюджета

http://info.minfin.ru/project_fb_deficit_bj.php

24 ноября 2010
Минфин РФ намерен ограничить в 2012-2014гг ненефтегазовый дефицит бюджета 4-5% ВВП — Кудрин. «Ранее мы считали, что при цене на нефть $50 за баррель мы должны будем иметь не больше чем 3,7% ненефтегазовый дефицит. Сегодня мы имеем его на уровне 13,9%, и нам нужно снова опуститься до уровня 4-5%», — сказал он.
http://www1.minfin.ru/ru/press/speech/index.php?id4=11326

3 декабря 2010

http://chich8.livejournal.com/27009.html

17 декабря 2010
Минэкономразвития скорректировало прогноз социально-экономического развития на 2011-2013 гг.

http://iv-g.livejournal.com/401167.html

17 марта 2011
«Если взять дефицит бюджета, который будет в эти годы, обернуть на цену на нефть, какая была бы нужна, чтобы бюджет был бездефицитным, это означает, что в 2011г. она составила бы 109 долл./барр., в 2012г. — 105 долл./барр., в 2013г. — 105 долл./барр.», — подсчитывал А.Кудрин еще осенью прошлого года.
http://top.rbc.ru/economics/17/03/2011/560981.shtml

30 марта 2011
Обладая крупнейшими в мире запасами газа и седьмыми по величине запасами нефти, Россия является одним из ведущих экспортеров энергоносителей в мире. Доля нефтегазового сектора (в экономической литературе к НГС относится деятельность по добыче, переработке и транспортировке нефти и газа) в ВВП оценивается в 20-25%, он обеспечивает 60-65% общей величины экспорта и порядка 30% доходов бюджетной системы. В 2000-е годы российский нефтегазовый экспорт вырос на порядок, с 31 млрд долларов в 1999 году до 310 млрд долларов в 2008-м, как вследствие благоприятной конъюнктуры цен, так и наращивания физического объема вывоза ресурсов.

В 2000-е годы в России использовалось последовательно несколько подходов к управлению нефтяными доходами. С 2000 по 2003 гг. правительство планировало расходы федерального бюджета таким образом, чтобы их величина соответствовала расчетным доходам при цене на нефть 20 долларов/баррель. Дополнительные доходы от более высоких фактических цен на нефть накапливались для погашения государственного внешнего долга, хотя специального института для этого не было создано.

С 2004 по 2007 гг. в России использовался механизм Стабилизационного фонда, в который направлялись нефтяные доходы при превышении фактических цен на нефть установленной базовой цены. Базовая цена составляла первоначально 20 долларов/баррель, а с 2006 года — 27 долларов/баррель, что отражало изменение оценок долгосрочного уровня цен. По оценкам специалистов, Стабфонд улавливал примерно три четверти дополнительных доходов от благоприятной внешней конъюнктуры. Кроме того, размеры нефтяных доходов, предназначенные для расходования, зависели от закладываемой в расчеты бюджета расчетной цены нефти текущего года. В результате механизм Стабилизационного фонда обеспечивал лишь частичное сглаживание бюджетных расходов.

В 2008 году Стабилизационный фонд был разделен на две части — Резервный фонд (РФ) и Фонд национального благосостояния (ФНБ).

Резервный фонд — заначка на «черный день», контрциклическая подушка. Согласно теоретическим представлениям, он накапливается при высоких ценах на нефть, превышающих директивно выбранное значение (обычно это долгосрочная средняя), и используется в виде ежегодных платежей в бюджет в периоды низких цен.

Согласно нормам Бюджетного кодекса России, величина расходуемых на текущие бюджетные нужды средств РФ, называемая «нефтегазовым трансфертом», фиксируется в размере 3,7% от ВВП и не зависит от цен на углеводороды. А нормативная величина Резервного фонда утверждается в размере 10% ВВП. После наполнения Резервного фонда до указанного размера нефтегазовые доходы направляются в Фонд национального благосостояния.

С 1 января 2010 года до 1 января 2014-го нормативная величина Резервного фонда не определяется, нефтегазовые доходы федерального бюджета не используются для финансового обеспечения нефтегазового трансферта и для формирования Резервного фонда и Фонда национального благосостояния, а направляются на финансовое обеспечение расходов федерального бюджета. Другим источником формирования Резервного фонда являются доходы от управления его средствами. С 1 января 2010 года до 1 февраля 2014-го доходы от управления средствами Резервного фонда не зачисляются в Фонд, а направляются на финансовое обеспечение расходов федерального бюджета. Также в указанный период приостановлен обособленный учет средств нефтегазовых доходов в составе федерального бюджета.

Своего максимального значения РФ достиг к началу кризиса — 137 млрд долларов (8,2% ВВП). В течение двух последних кризисных лет средства России интенсивно привлекались для финансирования текущих бюджетных расходов. В 2009 году из него было потрачено 76,6 млрд долларов, в 2010 году — еще 35,1 млрд. В результате к началу 2011 года Резервный фонд насчитывал лишь 25,4 млрд долларов (1,7% ВВП), что составляло менее 20% докризисной величины.

ФНБ — принципиально иная по замыслу кубышка. Это своеобразный «макроэкономический эндаумент», средства от управления которым заместят бюджету нефтегазовые доходы после исчерпания углеводородов в недрах. В ходе последнего кризиса Минфин России не привлекал средства ФНБ к финансированию бюджетных расходов, и его величина в настоящее время (88,4 млрд долларов) примерно соответствует уровню конца 2008 года.

Кризис нанес серьезный удар по государственным финансам России. Совокупные налоговые изъятия в бюджетную систему в 2009 году сократились на 8,5 процентных пункта до 30% ВВП, в том числе поступления от общих налогов упали на 4,5 п.п., а нефтегазовые доходы на 4,0 п.п. Ведь среднегодовая цена нефти снизилась на треть — с 94,4 до 61,1 доллара/баррель.

При этом совокупные расходы бюджетной системы, включая трансферты во внебюджетные фонды (ПФР и др.), выросли на 3,3 п.п. до 39,7% ВВП. В том числе расходы на выплаты пенсий выросли на 1,4 п.п. до 8,1% ВВП (в 2010 г. они достигли почти 10% ВВП — это свыше четверти всех расходов бюджетной системы). В результате общий баланс бюджетной системы, с учетом неналоговых доходов, за один год ухудшился на 11,4 п.п. — профицит в 5,3% ВВП сменился дефицитом в 6,1% ВВП. А ненефтегазовый дефицит (бюджетное сальдо без учета нефтегазовых доходов) увеличился на 7,4 п.п. до 13,7% ВВП.

В 2010 году налоговые доходы бюджетной системы слегка подросли (на 2,2 п.п. ВВП), как за счет общих налогов, так и за счет поступлений от нефтегазового сектора. В то же время расходы снизились на 0,8 п.п. ВВП. Правда, снизились также неналоговые доходы бюджета — с 3,6 до 3,1% ВВП. В результате общий дефицит бюджетной системы сократился до 3,6% ВВП, а ненефтегазовый дефицит — до 12,2% ВВП.

Опыт функционирования национальных фондов невозобновляемых ресурсов в разных странах показывает, что сам факт их создания еще не решает проблем стабилизации государственных финансов. Такие фонды не являются альтернативой качественной бюджетной политике, а успешность их функционирования во многом зависит от состояния бюджетно-финансовой дисциплины.

В качестве хрестоматийного, вошедшего в стандартные рекомендации МВФ для стран-нефтеэкспортеров, выступает правило поддержания постоянного уровня бюджетных расходов в отношении к «ненефтяному ВВП» (то есть общему размеру ВВП за вычетом валовой добавленной стоимости нефтегазового сектора), независимо от уровня нефтяных доходов и ценовой конъюнктуры. При этом в годы высокой конъюнктуры углеводородных цен избыточные доходы от НГС направляются в финансовый фонд (аналог российского ФНБ), доходы от которого будут финансировать тот же размер дефицита после истощения запасов.

Однако следует признать, что в чистом виде это теоретически верное правило не реализовано практически ни в одной из 17 стран, имевших суверенные нефтяные фонды по состоянию на начало 2007 года. Единственное известное нам исключение — это Норвегия, которая с 2001 года применяет даже более консервативное по сравнению с вышеизложенным бюджетное правило, а именно: ненефтяной дефицит не должен превышать доходов от уже накопленных в нефтяном фонде активов. Однако это слишком консервативная стратегия, ориентирующая — особенно в первые годы накопления — на очень большие сбережения и маленькие текущие расходы нефтяных сбережений. В связи с этим оно вряд ли подходит для России ввиду значительной потребности нашей страны в модернизации инфраструктуры и инвестиций в человеческий капитал.

Вообще Нефтяной фонд Норвегии (создан в 1995 году) — пожалуй, наиболее успешный пример суверенных фондов невозобновляемых ресурсов. Его размер на конец 2010 г. достиг 389 млрд евро (прирост за год — свыше 55 млрд евро), что эквивалентно 70% ВВП. Для сравнения: оба российских бюджетных нефтегазовых фонда насчитывали вместе взятые на начало текущего года менее 8% ВВП. Доходность на инвестированный капитал Нефтяного фонда Норвегии по итогам минувшего года составила 9,4%. Средства Фонда вкладываются в акции и облигации зарубежных эмитентов. Фонд не расходуется. Его средства могут быть использованы только для трансфертов в бюджет центрального правительства на основании резолюции парламента.

Тестирование кризисом выявило нереалистичность предпосылок, положенных в основу алгоритмов распределения нефтегазовых доходов на потребление и накопление образца 2008 года. С переходом в 2009-й к дефицитному бюджету от этих «бюджетных правил» фактически пришлось отказаться, соответствующие статьи Бюджетного кодекса приостановлены. Речь идет о фиксировании (в % ВВП) ежегодного нефтегазового трансферта из Резервного фонда в регулярный бюджет. Жизнь показала, что когда бюджет трещит по швам, а выполнение и даже наращивание социальных мандатов выступает главным антикризисным стабилизатором, темпы расходования РФ на текущие нужды определяются политической целесообразностью. Отсюда следует и абсолютная искусственность назначения предельной планки накопления РФ (в 10% ВВП) — если позволяет фаза делового цикла и внешнеэкономическая конъюнктура,накапливать оперативный резерв можно и нужно в бОльших объемах.

В связи с этим весьма показательны недавние заявления министра финансов России Алексея Кудрина, который указал на весьма вероятный возврат к накоплению средств Резервного фонда в текущем году в случае превышения среднегодовой ценой нефти заложенного в бюджет уровня (75 долларов/баррель.). Это сравнительно недавняя идея. Ранее накапливать РФ не предполагалось вплоть до преодоления дефицита бюджета.

К концу 2011 года Резервный фонд может составить 1,5 трлн рублей. На 1 марта его объем насчитывал 755,82 млрд рублей. Таким образом речь идет об удвоении средств РФ до конца текущего года. По мнению Кудрина, такое увеличение может быть достигнуто при среднегодовой цене нефти в 93 долларов/баррель (для сравнения — в 2010 году среднегодовая цена нефти Urals составила 78,2 доллара) и при неизменности запланированного уровня дефицита федерального бюджета в текущем году. Реально Минфин рассчитывает снизить размер дефицита федерального бюджета России в 2011 году до менее 3% ВВП.

Увеличение среднегодовых цен на нефть 2011 года с заложенных в бюджет 75 долларов/баррель до 93 долларов повлечет за собой дополнительные доходы бюджета (включая косвенный эффект прироста ненефтегазовых доходов за счет роста поступлений НДС) в размере порядка 1 трлн рублей. Если 750 млрд из них будет направлено в РФ, то оставшиеся 250 млрд могут быть направлены на увеличение расходов бюджета или сокращение внутренних и/или внешних заимствований. Так, чистые внутренние заимствования в 2011 году можно было бы сократить до 1,1 трлн рублей. 22 февраля Алексей Кудрин уже заявил о сокращении программы заимствований РФ на 2011 год на 500 млрд рублей.

Первоначальный вариант программы финансирования дефицита федерального бюджета текущего года предусматривал поступление 300 млрд рублей в виде доходов от приватизации, 1,3 трлн рублей в виде займов на внутреннем рынке и 7 млрд долларов в виде внешних займов в иностранной валюте. 24 февраля т.г. Минфин разместил 40-миллиардный выпуск рублевых еврооблигаций по ставке 7,85% годовых, примерно на уровне доходности облигаций федерального займа соответствующей срочности.
http://www.union-report.ru/expert/23/32

18 мая 2011
Бюджетные сценарии-2011

http://mn.ru/newspaper_economics/20110518/301967245.html

06 июля 2011
Дефицит федерального бюджета России в 2012г. и 2013г. составит 2,7% от ВВП, а в 2014г. – сократится до 2,3% ВВП. бюджет планируется исходя из цен на нефть 93 долл./барр. в 2012г., 95 долл. — в 2013г., 97 долл. — в 2014г. «Строго говоря, при таком уровне цен дефицит бюджета должен быть еще ниже».

доля нефтегазовых доходов в процентах от ВВП снижается. «Это связано с тем, что ВВП растет быстрей, чем объемы добычи и чем предусмотренная цена на нефть»
цена на нефть, при которой бюджет будет сбалансирован, составит около 125 долл./барр. в среднем в 2012-2014гг.
В соответствии с последними поправками в федеральный бюджет, дефицит в текущем году запланирован в размере 1,3% от ВВП. Доходы бюджета по итогам года должны составить 10 трлн 303,4 млрд руб. (19,3% ВВП), в том числе нефтегазовые доходы в объеме 5 трлн 228,2 млрд руб. При этом расходы бюджета в 2011г. составят 11 трлн 22,5 млрд руб. (20,7% ВВП).
http://top.rbc.ru/economics/06/07/2011/604339.shtml

08 августа 2011
Ну и в общем-то более менее приемлемый дефицит, в случае снижения цен на нефть, будет обеспечиваться коррекцией курса рубля на 0.5-1 рубль за каждые $10 падения цен на нефть марки Brent и сохранении планов по расходам.
http://ugfx.livejournal.com/846539.html

11 августа 2011

http://ugfx.livejournal.com/852206.html
Ось Х — цена нефти, ось У — курс доллара; бездифицитный бюджет: область над кривой+кривая

15 сентября 2011
Консолидированный бюджет РФ может быть сбалансирован в 2011 году и исполнен с дефицитом в 1,6% ВВП в 2012 году, говорится в докладе Всемирного банка об экономике России. В докладе Всемирного банка подвергается критике функциональная структура расходов, предусмотренных в проекте бюджета на 2012-2014 годы. В документе отмечаются, что приоритетные направления государственных расходов существенно сдвигаются в сторону национальной обороны и безопасности. Более продуктивная структура, по мнению международной организации, должна быть нацелена на развитие и поддержание ключевой инфраструктуры, а также развитие более эффективных программ по адресной социальной поддержке. Напомним, что правительственная комиссия по бюджетным проектировкам 12 сентября одобрила параметры федерального бюджета РФ на 2012 год и период до 2014 года. Согласно документу, дефицит бюджета РФ в 2012 году составит 1,5% ВВП, в 2013 году — 1,6% ВВП, в 2014 году — 0,7% ВВП.
http://www.epochtimes.ru/content/view/52348/83/

21 сентября 2011
По словам Кудрина, Россию нужно оценивать по ненефтегазовому дефициту, а он пока сохраняется на очень высоком уровне. Сегодня на заседании в Госдуме Алексей Кудрин рассказал, что в 2010 году размер ненефтегазового дефицита бюджета составил 12,6 процента ВВП. А этот дефицит в РФ приблизительно на 4-5 процентов ВВП выше нормального, который должен быть в России. Таким образом, ненефтегазовый дефицит возрос в два раза к докризисному 2008 году.
http://www.rg.ru/2011/09/21/deficit-anons.html

30 сентября 2011
За несколько дней до своего ухода из правительства экс-министр финансов России Алексей Кудрин на пленарном заседании в Госдуме сказал: «Россию как страну, наиболее зависимую от нефти, правильно оценивать по ненефтегазовому дефициту, и он сохраняется на очень высоком уровне. Я бы сказал, что этот ненефтегазовый дефицит на 4–5% выше нормального, умеренного уровня».

В 2010-м размер ненефтегазового дефицита бюджета России (дефицит бюджета без учета доходов от нефти и газа) составил 12,7% от ВВП, тогда как общий дефицит – 4% ВВП. В 2011-м высокие цены на нефть позволили снизить ненефтегазовый дефицит, но он все равно остается на очень высоком уровне – 8,3% ВВП (данные за январь–август 2011-го при цене на нефть за соответствующий период в $109,4 за баррель, при этом в последние месяцы ситуация ухудшилась). Столь высокие цифры ставят под удар исполнение бюджета в случае резкого обвала цен на углеводороды. Такого, например, как во второй половине 2008-го – начале 2009 года, когда цена на нефть упала с пика июля 2008-го в $140 за баррель до $35 в январе 2009-го. И такого, который вполне может ожидать нас в будущем, при условии если мировая экономика вновь погрузится в рецессию.

К тогдашнему обвалу нефтяных цен правительство было готово гораздо лучше, чем сейчас. Еще до кризиса 2008 года правительство приняло жесткие правила расходования нефтяных доходов, установив объем нефтегазовых доходов, которые можно тратить. В 2008 году – 6,1% ВВП, к 2011 планировалось довести до 3,7% ВВП. Остальные нефтегазовые доходы шли в Резервный фонд и Фонд национального благосостояния. Ненефтегазовый дефицит предполагалось держать не выше 4,7% ВВП. Кризис разрушил эту систему: уже в 2008 году ненефтегазовый дефицит достиг 6,4% ВВП, в 2009-м правительство особенно активно заливало кризис деньгами – на расходы шли не только все доходы от экспорта нефти, но и деньги, накопленные в Резервном фонде, в итоге, ненефтегазовый дефицит дошел до 13,5% ВВП.

Кризис миновал, но рекомендации Всемирного банка восстановить ограничения на использование нефтегазовых средств и держать ненефтегазовый бюджет около 4% ВВП, так и не были услышаны. В итоге, Россия имеет сейчас совсем не ту «подушку безопасности», что была перед кризисом 2008–2009 гг. В случае повторения обвала цен на сырье удар по России будет более сильным, чем тогда. И выбор будет невелик: либо дальнейшая девальвация рубля, либо спешное сокращение бюджетных расходов. Остается только надеяться, что цены на нефть все же не упадут, либо упадут умеренно.

Ненефтегазовый дефицит бюджета РФ, % ВВП

http://slon.ru/economics/grafik_dnya_rossiya_na_krayu_neftyanoy_propasti-682986.xhtml

1 октября 2011
Новая стратегия уже достаточно четко обозначена в последних документах МЭР и ЦБ (сценарных условиях развития экономики и основных направлениях денежно-кредитной политики до 2014 года, они пока не одобрены официально и не опубликованы, но по выступлениям официальных лиц можно реконструировать принципиальные моменты). Правда – с явным поворотом к ней лишь с 2013 года. Хотя в бюджетной политике такой поворот произошел уже с 2010 года. Но до последнего времени он еще рассматривался «правыми уклонистами» из Минфина как временное отступление.

Направление выручки от нефтегазового экспорта на нужды экономики страны вместо поддержки ими бюджетных расходов, в т.ч. и военных, вероятного противника. Экономически – это переход к негативному сальдо текущего счета, в последних прогнозах — уже с 2013 года. Это предполагает опережающий рост импорта и передачи доходов за границу – в виде процента на инвестированный капитал и оплаты труда мигрантов – над увеличением валютной выручкой от экспорта товаров и услуг. Если на уровне домохозяйства, решив «вложить дополнительные доходы в экономику», можно, например, поменять на кухне капающий кран, то уровне экономики в целом экспортную выручку можно потратить только на импорт товаров и услуг. И никак иначе.

Негатив текущего счета должен быть профинансирован чистым притоком капитала, считая его с изменением валютных резервов ЦБ. Официальные прогнозы исходят из того, что будет профинансирован чистым притоком частного капитала, начиная с 2013 года. В зависимости от цены нефти возможны его колебания. При низкой цене нефти дефицит текущего счета будет финансироваться, главным образом, сокращением резервов ЦБ РФ. Высокая цена приведет также и к большему притоку капитала и к значительному росту резервов. Ожидается, что в центральном сценарии, с ценой нефти в районе 100 долл., приток капитала будет достаточен, чтобы поддерживать умеренный рост ЗВР.
Читать далее

Совет директоров «Газпрома» одобрил рекордную инвестпрограмму — почти 1,3 трлн руб. на этот год

Совет директоров «Газпрома» одобрил рекордную инвестпрограмму концерна — почти 1,3 трлн руб. на этот год. Планы на 2012-2013 гг. пока такие же масштабные

Вчера совет «Газпрома» утвердил новый бюджет компании на этот год (см. таблицу).

Поскольку этот документ — аналог управленческой отчетности «Газпрома» и его основных 100%-ных «дочек», рынок обычно ориентируется только на план концерна по инвестициям. И он будет рекордным для компании — 1,277 трлн руб., на 460 млрд руб. больше, чем в прежней редакции инвестпрограммы на 2011 г., которая утверждалась советом прошлой осенью, сообщила пресс-служба «Газпрома».

Новых крупных покупок не планируется, говорит сотрудник концерна: самая серьезная поправка в бюджете — включение расходов на имущественный комплекс «Русиа петролеум» (купленный на аукционе в марте за 25,8 млрд руб. с НДС). Остальные средства распределены по всем стратегическим проектам «Газпрома», добавляет собеседник «Ведомостей». В частности, увеличены капвложения в обустройство Бованенковского и Киринского месторождений, говорится в пресс-релизе «Газпрома», а также в ключевые газотранспортные проекты (в газопроводы с Бованенково, которое планируется запустить в 2012 г., в сахалинскую трассу, в газопроводы на Северо-Западе, к которым подключен балтийский Nord Stream, а также в запущенный в июне олимпийский газопровод Джубга — Лазаревское — Сочи).

Кроме того, предусмотрен рост инвестиций «в обеспечение прохождения пиковых нагрузок осенне-зимних периодов 2011-2012 и 2012-2013 гг.» (по всем объектам — от добычи до подземного хранения), отмечается в пресс-релизе, но детали не уточняются. Представитель «Газпрома» их также не раскрыл.

«Газпром» почти всегда корректирует инвестпрограммы в течение года, но такой серьезный рост происходит впервые. Год назад прогнозы по доходам были слишком консервативными, объясняет менеджер «Газпрома»: было понятно, что выручка будет выше и что рост капвложений также необходим, в том числе для прохождения пиков, ведь спрос на газ вышел на докризисный уровень. Еще летом топ-менеджеры «Газпрома» заговорили о том, что инвестпрограмма этого года будет больше 1 трлн руб. (а реальные инвестиции за девять месяцев уже превысили первоначальный план на весь год).

Судя по цифрам «Газпрома», он пересмотрел не только оценку выручки на 2011 г., но и заложил серьезный остаток денежных средств, который получался в начале года (свыше 330 млрд руб.). При первой верстке бюджета не было понятно, сколько денег останется по факту, объясняет сотрудник «Газпрома». Представитель концерна комментировать это не стал. Как и план компании по инвестициям на 2012 г.

До кризиса «Газпром» рассчитывал потратить на инвестиции 1,55 трлн руб. еще в 2010 г., в 2011 г. — выйти на 1,6 трлн, а через год сбавить темпы до 1,1 трлн. В августе зампред правления «Газпрома» Андрей Круглов говорил, что пока инвестпланы на 2012-2013 гг. сопоставимы с нынешним — по «1,2 трлн руб. примерно более триллиона» в год. Если не рухнут цены на нефть (от которых зависит экспортная выручка «Газпрома»), денег на такие инвестиции должно хватить, считает аналитик UBS Максим Мошков. Его прогноз по операционному денежному потоку «Газпрома» (до вычета расходов на инвестиции и проценты по займам) — $41,7 млрд на этот год, $51,5 млрд — на 2012-й, $47,1 млрд — на 2013-й. И это с учетом планов Минфина по двукратному росту НДПИ для «Газпрома» с 2012 г. (см. врез), а также с учетом переноса индексации тарифов на газ с января на июль.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/268179/trillion_dlya_gazproma

Сургутнефтегаз: годовой отчет 2010

http://www.surgutneftegas.ru/ru/investors/reports/annual/
http://www.surgutneftegas.ru/uploaded/GodOtchRus2010(1).pdf

Татнефть: годовой отчет 2010

Инвесторам — Годовые отчеты — Годовые отчёты ОАО «ТАТНЕФТЬ»
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/homepage/
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/infoactsinvest/raskinfo/ezhegodotchet/
http://www.tatneft.ru/wps/tatneft/htmleditor/file/fe9fdba80c18c9c42d1c8bae734f0657b7000cb7.pdf