Календарь
Август
Пн   7 14 21 28
Вт 1 8 15 22 29
Ср 2 9 16 23 30
Чт 3 10 17 24 31
Пт 4 11 18 25  
Сб 5 12 19 26  
Вс 6 13 20 27  


Российских компаний нефтегазовой Отрасли



Скачать: Российских компаний нефтегазовой Отрасли

План Курсовой работы

Вступление
Общие сведения по нефте - и газодобыче в России
Резервы углеводородного сырья
Экономическая характеристика нефтегазодобывающей отрасли
Среднесрочные перспективы развития
Перспективы развития рынка акций нефтяных компаний
Выводы

Вступление

1997 год был рекордным по темпам роста котировок на отечественные фондовые активы. Практически в течение всего года наблюдался ценовой рост корпоративных ценных бумаг предприятий промышленности, связи и транспорта. Несмотря на осенний фондовый кризис, в результате которого российские акции потеряли в среднем около 40% своей стоимости, а значительная часть денежных средств иностранных инвесторов была переведена в другие активы, российские ценные бумаги не потеряли своей привлекательности. В настоящее время у основных операторов рынка корпоративных акций нет особых сомнений относительно того, что в долгосрочной перспективе этот рост продолжится. Единственное, в чем они расходятся, - это в прогнозах относительно сроков начала данного подъема: во втором, в третьем, в четвертом квартале или же вообще в следующем 1999 году. Естественно, что данные предположения основываются, в первую очередь, на оптимистичных прогнозах роста мировой экономики и таковой же оценке развития России в ближайшие несколько лет.

Наибольший рост на российском фондовом рынке в 1997 г. наблюдался по акциям нефтяных компаний. Их капитализация выросла почти на 150% (при среднем по рынку значении 98%), что, на наш взгляд, фактически устранило их недооцененность на внутреннем рынке, сложившуюся в результате проведения начального этапа приватизации в период 1993-1994 гг. На протяжении последних нескольких лет акции компаний этого сектора пользовались наибольшей популярностью среди иностранных инвесторов. По ним проводились значительные объемы сделок, что существенно увеличило ликвидность соответствующего рыночного сегмента. До настоящего времени данные бумаги составляют существенную долю в портфельных инвестициях иностранных фондов. Поэтому сегодня важно ответить на вопрос: исчерпан потенциал ценового роста этих акций или же нет?

Перспективы роста курсовой стоимости этих акций напрямую будут зависеть в основном от состояния нефтяной Отрасли, перспектив ее развития, спроса на энергоносители со стороны остальных Отраслей народного хозяйства и на международных рынках. Как и раньше, ведущую роль в развитии нефтегазовой промышленности России по-прежнему будет играть добывающий сектор, так как именно его структура и экономическая эффективность предопределяют перспективы всего топливно-энергетического комплекса.

Общие сведения по нефте - и газодобыче в России

Нефтегазодобывающая промышленность занимает ведущие позиции в экономике России. В 1996 г. на ее долю приходилось около 14% объема всего промышленного производства и, по предварительным оценкам, это значение для 1997 г. останется на том же уровне. Доля выручки от продаж нефти и газа за пределы СНГ в общем объеме всех валютных поступлений от экспорта составляет на протяжении последних нескольких лет около 30%. То есть Россия по-прежнему, как и в середине 70-х и 80-х годах, остается достаточно крупным экспортером сырья. Как и ранее, экономика страны чувствительна к размерам валютной выручки, получаемой нефтяными компаниями от продаж своей продукции на внешнем рынке, и достаточно резко реагирует на возможные изменения мировых цен на энергоносители.

За последние тридцать лет у нефтегазодобывающей Отрасли в России были как подъемы, так и падения. Пик производительности был здесь достигнут в период 1988-1991 гг. На протяжении всех 80-х годов за счет экспорта нефти и газа осуществлялась поддержка низкоэффективных Отраслей социалистической экономики, а также проводилось финансирование предприятий военно-промышленного комплекса.

Основные производственные показатели нефте - и газодобычи в России

1990 г.

1991 г. 1992 г. 1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г.  
Нефть и газовый конденсат, млн. т 516 462 399 354 318 307 301 306
Газ естественный, млрд. куб. м 641 643 641 618 607 595 601 571
Экспорт нефти, млн. т 220 174 138 123 130 122 126 127
Экспорт газа, млрд. куб. м 249 247 194 174 184 192 193 201

Источник: Госкомстат РФ

Исторически основные объемы добычи нефти в СССР обеспечивались за счет разработки азербайджанских месторождений в районе Каспия, где еще в начале нашего века извлекалось свыше 50% объема мировой добычи этого сырья. В 1941 г., во время пика своей производительности, эти месторождения обеспечивали почти 70% всей нефтедобычи в стране. В период 1930-1950 гг. была осуществлена разведка Волго-Уральского региона, где в это же время начинают разрабатываться крупнейшие нефтяные месторождения Ромашкинское и Арлан. Перенос основного объема нефтедобычи в новый географический район был вызван в первую очередь тем, что береговые месторождения Каспия стали постепенно истощаться, а для разработки шельфа отсутствовала необходимая технология. Максимальная производительность в новом Уральско-Поволжском регионе была достигнута в 1975 г., когда годовая добыча на местных месторождениях превысила 200 млн. т.

Далее, с начала 70-х годов принимается решение разрабатывать крупнейшие месторождения Западной Сибири - Самотлор, Федоровское, Мамонтовское. Экстенсивная добыча на этих полях должна была компенсировать наметившийся спад в Поволжье. Пик добычи нефти - 570 млн. т - был достигнут в данном районе в 1988 г., после чего начался длительный спад, объективно обусловленный естественным истощением наиболее крупных месторождений, низким уровнем инвестиций, а также использованием ограниченного круга технологий по активизации нефтеотдачи пластов.

На тот период основной объем нефтедобычи осуществлялся за счет небольшого количества крупных месторождений, поэтому спад на них привел к быстрому падению общих объемов нефтедобычи, к глубокому кризису Отрасли. Добыча нефти в Тюменской области, основном Нефтедобывающем регионе России, упала более чем на 50% от предкризисного уровня. Только добыча на гигантском месторождении Самотлор (3.4 млрд. т первоначально извлекаемых запасов) за период спада снизилась почти на 70 млн. т нефти в год, что составило в свою очередь около 30% от общего падения добычи. В 1991 г. этот спад усилился разрывом производственно-хозяйственных связей между республиками СССР, получившими к тому моменту независимость.

Реально объемы добычи нефти в России стабилизировались лишь в 1996-1997 гг. на уровне 300 млн. т и, по имеющимся прогнозам, они сохранятся вплоть до 2000 г. В настоящее время регион Западной Сибири обеспечивает около 70% всей нефтедобычи в стране, Волжско-Уральский регион - приблизительно 20%, остальная нефть добывается в Заполярье, на северном участке Западно-Сибирского бассейна.

Добыча газа на широкомасштабной промышленной основе начала разворачиваться в стране лишь со второй половины 40-х годов. Практически до 1965 г. она велась главным образом в европейской части России. В конце 60-х годов основная часть газа стала поступать уже с Оренбургского месторождения, а с 1978 г. начал добываться газ и на гигантском Уренгойском месторождении (запасы АВС1 здесь составляют около 9 трлн. куб. м). В настоящее время 80% добываемого в России газа поступает с трех месторождений - Уренгойского, Ямбургского и Оренбургского, при этом все разрабатываемые месторождения газа, за исключением Ямбургского, находятся в фазе падающей добычи, в связи с чем планируется начать разработку новых полей на Ямале и в других регионах России, имеющих перспективные месторождения.

Первоначально работавшая на внутреннее потребление, нефтегазодобывающая промышленность России в 80-х годах была фактически переориентирована на экспорт. На сегодня такая ориентация продолжает сохраняться. Так, внутреннее потребление нефти в 1996 г. находилось на уровне 127 млн. т, а остальные количества предназначались на экспорт либо в виде исходного сырья, либо в виде нефтепродуктов, т. е. почти 60% добываемого сырья в том или ином виде вывозилось из страны. Приблизительно такая же пропорция сохранилась и в 1997 г. Доля экспорта газа стабилизировалась в диапазоне 30-35% от общего объема добычи. Особое значение в развитии газовой Отрасли в середине 80-х годов сыграл контракт с европейскими странами на организацию экспортных поставок природного газа в обмен на импорт труб, в результате чего был построен крупнейший в мире газопровод Уренгой-Помары-Ужгород, который впоследствии и обеспечил поставку за рубеж основных объемов природного газа. С тех пор Россия стала самым крупным экспортером газа в мире.

С момента начала проведения реформ в российской экономике существенно изменился состав предприятий, занимающихся нефтегазодобычей. Если до 1992 г. эта Отрасль была монополизирована государством, то в настоящее время в результате проведенных в течение последних трех-пяти лет мероприятий по приватизации доля государственной собственности в сырьевом комплексе существенно снизилась. В настоящее время в сфере добычи, переработки, сбыта нефти и нефтепродуктов заняты 14 вертикально-интегрированных нефтяных компаний - ВИНК (включая РАО "Газпром") и значительное количество мелких региональных предприятий.

Основные показатели производственной деятельности ВИНК в 1997 г.

Добыча нефти и газового конденсата, млн. т*

Добыча природного газа, млрд. куб. м  
Газпром 9.05 540.0
ЛУКойл 53.40 2.78
ЮКОС 35.60 1.29
Сургутнефтегаз 33.91 10.05
Татнефть 24.54 0.76
ТНК 21.04 2.01
СИДАНКО 20.25 2.08
Сибнефть 18.17 1.58
Башнефть 15.36 0.46
Роснефть 13.45 5.24
Славнефть 12.30 0.75
ВНК 11.18 0.32
ОНАКО 7.93 1.76
КомиТЕК 3.59 0.33
Итого по ВИНК: 255.36 569.41
Совместные предприятия 17.82 -
Независимые производители 5.7 -
* - Объемы представлены на основе данных "Транснефти", куда не включена перевозка сырья другим транспортом

Источник: Russian Petroleum Investor, "Транснефть", AK&M

Доля добычи нефти вертикально-интегрированными компаниями составила в 1997 г. около 80% от общероссийской добычи. Следует отметить, что за последние несколько лет вырос вес в общем объеме добываемого сырья независимых производителей и совместных предприятий - с 3% в 1994 г. до 8% в 1997 г. Это достаточно высокий показатель, свидетельствующий о том, что небольшие по своим размерам предприятия имеют весьма значительный потенциал роста добычи. Это обусловлено в первую очередь тем, что они, как правило, пользуются передовыми технологиями вторичной и третичной активизации отдачи пластов, что существенно повышает производительность их деятельности. Еще одной особенностью этих предприятий является то, что они в основном разрабатывают маргинальные месторождения, которые не привлекли внимания крупных компаний в силу низкой экономической эффективности добычи на этих месторождениях традиционными технологиями.

В настоящее время из-за отсутствия детальной статистики относительно применения передовых технологий в сфере нефтедобычи, в частности о стимулировании нефтеотдачи пластов, сложно оценить масштабы подобной деятельности, однако известно, что основные объемы сырья извлекаются независимыми производителями или СП именно с использованием этих технологий. Конечно же, этот показатель по всей российской Нефтедобывающей Отрасли существенно ниже, чем, например, в США, где с использованием таких технологий добывается более 60% всей нефти; но тем не менее значительный рост активности малых компаний в данной сфере свидетельствует о том, что в будущем они смогут занять существенную часть рынка за счет оптимального сочетания в своей деятельности новейших технологических и управленческих факторов, обеспечивающих высокую производительность нефтедобычи.

Как показала мировая практика, количество мелких компаний увеличивается в период благоприятной рыночной конъюнктуры, когда наблюдается рост мировых цен на нефть, и сокращается, когда происходит падение последних. Несмотря на небольшие размеры, роль таких предприятий в развитии передовых технологий нефтегазодобычи в дальнейшем будет возрастать. Достаточно сказать, что прирост добычи сырой нефти в России в 1997 г. на фоне некоторого снижения производства сырья ВИНК был обеспечен за счет роста производительности именно у этих предприятий.

Резервы углеводородного сырья

Относительно реальной величины российских углеводородных запасов существуют различные оценки. Часто это различие вызвано несоответствием отечественной классификации залежей полезных ископаемых западным стандартам. Российская классификация включает в себя несколько типов резервов сырья, при этом для оценки производственного потенциала предприятий нефтегазодобычи чаще всего учитываются запасы категорий А, В, С1, реже - С2.

К резервам категории А относятся запасы нефти и газа, промышленная разработка которых уже ведется, а задействованные месторождения уже имеют необходимую инфраструктуру. Допустимая погрешность в оценке запасов этой категории составляет 5-7% от их объема. Резервы, которые еще не разрабатываются или разработка которых находится в начальной стадии; далее, эксплуатационная сеть данных месторождений либо находится в завершающей стадии, либо уже достроена; на соответствующих месторождениях было проведено оценочное бурение - относятся к категории В. Допустимая погрешность при определении размеров этой категории запасов, как правило, не превышает 15%. Категория С1 включает в себя резервы, которые либо находятся в стадии разведки, либо по которым была осуществлена разведка и проведена их частичная оценка; на них уже имеется сеть разведочных скважин. Допустимая погрешность в оценке этих резервов не должна, как правило, превышать 25%. По резервам категории С2 проведение разведочных работ только планируется; они располагаются, в основном, на периферии уже разведанных месторождений. Реальная погрешность по ним может достигать 50%.

Западная методика классификации запасов основана на другом принципе. В ее основе лежит деление запасов на категории, которые могут извлекаться с различной степенью вероятности: доказанные, вероятные и возможные.

Доказанные резервы - это то количество углеводородного сырья, которое, по мнению квалифицированных специалистов, может быть уверенно извлечено на дату оценки с использованием имеющегося технического оборудования и при складывающихся экономических условиях. Вероятные запасы - это те, которые на основании имеющейся геологической информации могут быть извлечены с достаточно высокой степенью вероятности. Возможные запасы - это те резервы, которые в принципе могут быть извлечены, однако с меньшей вероятностью, чем вероятные резервы.

Как показала практика, при проведении аудита западными фирмами практически всегда в доказанные запасы включаются резервы, относящиеся по отечественной классификации к типам А и В, а также от 30 до 70%, в зависимости от конкретных условий запасов, - типа С1. Следует отметить, что различные фирмы, проводящие аудит запасов, по-разному оценивают возможность включения доли запасов С1 в категорию доказанных. В том случае, если в доказанные запасы включается небольшая часть запасов С1 - около 30% или менее, то такая оценка считается консервативной. Если эта величина все же ближе к 70%, то это уже оптимистичная оценка.

Отечественные специалисты полагают, что извлекаемые запасы категории АВС1 достигают в России приблизительно 20 млрд. т, по западным же консервативным оценкам доказанные запасы составляют около 7 млрд. т (British Petroleum). По другим, более оптимистичным оценкам (US Energy Information Administration), доказанные запасы по западной классификации достигают в России 11 млрд. т. Считается, что более 70% резервов российских извлекаемых запасов находится в Западной Сибири, приблизительно 10% - в Тимано-Печорском бассейне, а оставшаяся часть - на шельфе о. Сахалин и в Баренцевом море.

По имеющимся отечественным данным, которые в целом подтверждаются западными экспертами, доказанные запасы природного газа составляют в РФ 50 трлн. куб. м, а вероятные и возможные запасы - 214 трлн. куб. м (EIA). Эти гигантские по своим масштабам резервы представляют собой основной источник энергии для России и прилегающих к ней стран в ХХI веке. Принимая во внимание этот значительный объем запасов, на обозримое будущее газодобывающая Отрасль будет обеспечена необходимыми объемами сырья.

Дальнейшее расширение российских резервов углеводородного сырья в ближайшей перспективе будет напрямую связано с геологическим изучением российского шельфа. Сейсмическая разведка шельфа, которая осуществлена на сегодняшний день, практически на два порядка ниже по плотности, чем на шельфе таких стран, как Нигерия, Мексика, Канада и др., что обусловлено в первую очередь необходимостью изучения значительных по своим размерам площадей. Тем не менее на исследованной территории уже выявлено более 400 локальных структур, на 84 из которых, на общей площади в 25 тыс. кв. м, планируется проведение глубокого разведочного бурения. В настоящее время готовится программа освоения углеводородных ресурсов Баренцева моря, морей Дальнего Востока. Работа по разведке шельфа в ближайшие несколько лет позволит выявить новые месторождения и определить перспективные направления их освоения.

В последнее время внимание отечественных и иностранных Нефтедобывающих компаний привлек восточносибирский регион, в частности Красноярский край, где, по предварительным оценкам, находится около 7.2 млрд. т первоначально извлекаемых запасов углеводородного сырья. Самой богатой по резервам данного сырья территорией в крае является Юрубченско-Тохомская зона, включающая в себя Юрубченское, Куимбинское, Восточно-Камовское и Терское месторождения. Ее нефтяные запасы пока еще окончательно не оценены, однако, основываясь на опыте разработки аналогичных месторождений в других регионах мира, эксперты иностранных компаний считают, что только эта зона способна давать в год в среднем 20-25 млн. т нефти в течение 30 лет. Другим не менее привлекательным регионом, разработка ресурсов которого позволит к 2010 г. частично компенсировать падение добычи в Северном море (к тому моменту суммарная добыча на месторождениях Северного моря перейдет в фазу падения), является Тимано-Печорская зона. Ее разработка может в среднем давать около 15-20 млн. т в год.

Основные показатели добычи нефти наиболее крупными странами-производителями в 1996 г.

Производство нефти,  Млн. т

Потенциальный экспорт*, млн. т Срок жизни резервов (R/P)**, лет  
Саудовская Аравия 428 +357 83.4
США 383 -450 9.7
Россия 301 +173 22-36***
Иран 184 +127 69.1
Мексика 164 +90 42.7
Китай 158 -15 20.7
Норвегия 156 +145 9.3
Великобритания 130 +46 4.6
Объединенные Арабские Эмираты 117 +100 107.7
* - Потенциальный экспорт = добыча - потребление ("+" - страна-чистый потенциальный экспортер/"-" - страна - чистый потенциальный импортер)
** - Отношение доказанных резервов к объемам текущей годовой добычи
*** - Крайние значения диапазона вычислены на основе консервативной и оптимистичной оценок размеров резервов </TBODY>

Источник: British Petroleum

Важными показателями, используемыми при экономической оценке районов залегания полезных ископаемых, являются их срок жизни и возобновляемость. Под Сроком жизни Запасов углеводородного сырья подразумевается количество лет, в течение которых данное месторождение или группа месторождений могут быть исчерпаны при условии сохранения существующих объемов добычи. Возобновляемость запасов - отношение вновь разведанных запасов к объемам добычи. С точки зрения сроков жизни запасов углеводородного сырья Россия занимает 5-е место среди крупнейших стран-производителей сырой нефти и 1-е место среди производителей природного газа. В целом такой показатель является неплохим и соответствует уровню, свойственному странам-экспортерам энергоресурсов.

Иная ситуация складывается с приростом разведанных запасов. На протяжении последних десяти лет доказанные суммарные запасы России и стран СНГ практически не росли. К сожалению, имеющаяся на сегодня статистика, отражающая рост разведанных запасов по России, в открытой печати отсутствует. Для того чтобы изучить тенденции в этой сфере, мы воспользовались данными, предлагаемыми British Petroleum.

Рост мировых запасов нефти

1976 г.

1986 г. 1996 г.  
Мировые запасы, млрд. т 83 97 140
Запасы стран-членов ОПЕК, млрд. т 54 65 108
Запасы стран СНГ, млрд. т 11 8 9

Источник: British Petroleum

Произведенные нами на основании этих данных оценки показывают, что мировые доказанные резервы за последние двадцать лет росли в среднем со скоростью 2.7% в год, аналогичный показатель для стран-членов ОПЕК составил 3.7%. Сравнение мировых доказанных резервов с объемами мировой добычи показывает, что в среднем мировая добыча нефти компенсировалась соответствующими приростами доказанных резервов, для стран ОПЕК этот рост в среднем превышал добычу в 2-2.5 раза. Россия же вместе с бывшими республиками СССР за последнее десятилетие испытала падение как добычи нефти, так и прироста резервов. Это свидетельствует о том, что кризис в стране испытывает не только добывающая Отрасль, но и геологоразведка.

В настоящее время в России Отрасль геологоразведки включает несколько десятков мелких компаний, занимающихся поиском и подготовкой к добыче месторождений. В их распоряжении находятся существенные резервы углеводородного сырья, которое ими, как правило, не может разрабатываться самостоятельно ввиду отсутствия необходимых финансовых средств.

В отличие от добывающих предприятий, реализующих на рынке высоколиквидную продукцию, геологические компании выходят на рынок лишь с результатами своих разведочных работ, которые могут заинтересовать конкретных покупателей, иногда по истечении нескольких лет. Поэтому данная сфера деятельности традиционно финансировалась за счет бюджетных средств. Начиная же с 1990 г. государственное финансирование геологоразведочных работ постоянно сокращалось, а с 1995 г. оно фактически было приостановлено. На практике это привело к процессу распада данной Отрасли, создав реальную угрозу ее исчезновения. Итогом такого подхода стало резкое падение прироста резервов углеводородного сырья. Так, по оценкам Oil and Gas Journal, в 1996 г. резервы по России были увеличены лишь на 193 млн. т нефти и 180 млрд. куб. м газа, т. е. на 64% добытой в этом году нефти и на 30% газа. Эта пропорция, по мнению экспертов журнала, сохранилась и в 1997 г.

В настоящее время геологоразведка практически отдана на откуп ВИНК. Это создает как определенные преимущества, так и сложности. С разрешения Минтопэнерго РФ компании могут осуществлять разведку за счет средств, которые они ранее платили в виде налога на восстановление ресурсной базы. Это в определенной степени явилось привлекательным стимулом для активизации разведочных работ, однако, как показала практика, компании обычно заинтересованы в первую очередь в доразведке сопутствующих месторождений, находящихся в зоне их непосредственных производственных интересов. Проведение разведочных работ на перспективу - на отдаленных месторождениях в районах со слаборазвитой инфраструктурой - их не привлекает, так как права на разработку новых месторождений для компаний экономически целесообразно приобретать на тендерах, на которые выставляются уже подготовленные участки; в связи с этим в настоящее время объемы разведки перспективных районов существенно снижены. Это оказывает негативное влияние на развитие всей Отрасли в долгосрочном плане.

Экономическая характеристика нефтегазодобывающей отрасли

Основной особенностью добычи нефти и газа в России является разработка месторождений на больших площадях в регионах, где слабо развита транспортная и энергетическая инфраструктура. Если рассмотреть Западно-Сибирский бассейн, то основные доказанные запасы на сегодня залегают здесь в месторождениях, средний размер которых колеблется в диапазоне 10-30 млн. т нефти; при этом все большее количество подобных запасов становятся трудноизвлекаемыми. Промышленная разработка таких мелких полей зачастую экономически невыгодна из-за высоких расходов на обустройство скважин и организацию транспортировки нефти. Так, по среднеотраслевым показателям, строительство новой вертикальной скважины обходится в 2 млн. долл., горизонтальной - в 3-3.5 млн. долл., расходы на возобновление добычи на законсервированной скважине составляют в среднем 350 тыс. долл., на строительство одного километра трубопровода - колеблются в диапазоне 1-1.5 млн. долл. в зависимости от условий на местности.

В результате среднеотраслевые затраты на добычу одной тонны нефти довольно высоки и, по нашим оценкам, в 1997 г. составляли приблизительно 57-60 долл. за тонну (около 8 долл. за баррель), а экспортная цена воспроизводства, при которой обеспечиваются минимально необходимые инвестиции и осуществляется покрытие убытков от продаж на внутреннем рынке (с учетом транспортировки), составляет в среднем около 120 долл. за одну тонну (свыше 16 долл. за баррель). Следует отметить, что средняя цена нефти на внутреннем рынке за тот же период была на 4 долл. за тонну ниже себестоимости продукции. Поэтому экспорт нефти в России выполняет не только функцию получения валютной выручки для пополнения валютных резервов, но и покрытия убыточных продаж сырой нефти на внутреннем рынке. Становится очевидным, что в условиях нестабильности цен деятельность российских Нефтедобывающих предприятий при международных ценах ниже 16 долл. за баррель нерентабельна.

Понижение цен на сырую нефть, начавшееся в конце 1997 г., оказывает дополнительное негативное воздействие на рентабельность отечественной Нефтедобывающей Отрасли, приводит к необходимости консервировать скважины с низкой производительностью. Если уровень цен в диапазоне 14-16 долл. за баррель будет сохраняться еще в течение 0.5-1 года, то предприятия, видимо, наряду с сокращением производства будут вынуждены для компенсации высокого уровня постоянных расходов постепенно поднимать внутренние цены на нефть, что будет выглядеть довольно парадоксально на фоне снижения мировых цен и может спровоцировать рост инфляции в стране.

Между тем себестоимость добычи нефти в Персидском заливе колеблется в диапазоне 1-1.5 долл. за баррель в зависимости от размера разрабатываемого месторождения, или 7-11 долл. за тонну. Очевидно, что это дает странам-членам ОПЕК определенные преимущества в конкурентной борьбе за увеличение доли продаж нефти на мировых рынках. Они могут оказывать сильнейшее ценовое давление на производителей, чья себестоимость добычи является высокой, в первую очередь на США, Россию и Мексику. Россия защищена от такого давления в меньшей степени, чем другие страны. Это связано, в первую очередь, с тем, что российские нефтяные компании в основном сориентированы на разработку внутренних месторождений, с высокой степенью выработанности, в то время как крупные зарубежные компании стран, являющихся чистыми импортерами этого сырья, последовательно осуществляют международную диверсификацию своих запасов с целью повышения их качества. Они принимают активное участие в разработке месторождений на шельфе Каспия, в Нигерии, Алжире, Казахстане и других странах, которые предлагают разрабатывать свои месторождения на условиях раздела продукции или создают благоприятный налоговый климат.

В целом себестоимость одного барреля нефти, включающая в себя производственные издержки, для транснациональных компаний составляет около 4-5 долл. У отечественных компаний такая себестоимость достигается лишь на вновь вводимых в производство скважинах, чей дебет в среднем в два раза больше, чем на действующих старых.

Низкая эффективность отечественной Нефтедобывающей Отрасли обусловлена, на наш взгляд, несколькими основными причинами.

Во-первых, это связано с небольшим размером вертикально-интегрированных компаний, которые не могут из-за нехватки свободных средств самостоятельно разрабатывать новые перспективные месторождения и, соответственно, диверсифицировать свои запасы с целью понижения себестоимости. В результате они вынуждены искать западных инвесторов для совместной разработки перспективных полей или же продолжать разработку старых месторождений, находящихся, как правило, в стадии падающей добычи. Во-вторых, существенным тормозом развития нефтяной Отрасли в стране остается низкий уровень технической вооруженности ВИНК. Из-за отсутствия в их распоряжении передовых современных технологий они не смогут в ближайшем будущем приступить самостоятельно к освоению месторождений шельфа северных морей и Дальнего Востока, а также месторождений, расположенных в оффшорных зонах. Это не позволит им, далее, в ближайшие несколько лет закрепиться в одном из наиболее перспективных секторов мировой нефтедобычи. В третьих, из-за отсутствия необходимых средств на низком уровне находится использование технологий стимулирования нефтеотдачи пластов, что в свою очередь обусловливает высокую себестоимость добываемого сырья. Если такая ситуация сохранится еще в течение трех-пяти лет, то это может привести к существенному спаду производительности на разрабатываемых в настоящее время месторождениях (даже к неконтролируемому спаду добычи, если к тому времени не будут введены в разработку новые месторождения).

В отличие от экспорта нефти, экспорт газа более устойчив по отношению к неблагоприятным изменениям мировой конъюнктуры. Цена на газ на мировых рынках традиционно формируется под воздействием цен на сырую нефть или мазут, так как в большинстве случаев природный газ является альтернативным топливом на электростанциях и в системах отопления. Его цена на европейском рынке в последнее время колеблется в диапазоне 80-85 долл. за 1000 куб. м. Оценочная же стоимость добычи 1000 куб. м газа составляет приблизительно 8-9 долл., что делает его производство менее восприимчивым к неблагоприятным изменениям международных цен.

В отличие от нефтедобычи, производство природного газа, которое в России осуществляется в основном РАО "Газпром", находится в более выгодных экономических условиях за счет, в первую очередь, разработки гигантских месторождений сырья. Фактическая концентрация добычи основных объемов природного газа у одного производителя и низкие издержки по его добыче позволяют на сегодняшний день РАО самостоятельно финансировать свои наиболее важные проекты по расширению экспортной сети газопроводов и разработке новых месторождений. С учетом планируемого многими странами увеличения доли потребления природного газа в энергетике перспективы этого сектора российского ТЭК представляются более оптимистичными, чем нефтедобычи.

Основные экономические характеристики Нефтедобывающей и газовой Отраслей в среднем лучше, чем по всей отечественной промышленности. Так, за январь-ноябрь 1997 г. число убыточных предприятий составило в нефтедобыче 25.5% от общего числа предприятий Отрасли, а в газовой промышленности - 39.1%, тогда как по всей промышленности доля убыточных предприятий за аналогичный период составила 47.6%. Финансовое состояние этих двух Отраслей за вышеуказанный период характеризовалось превышением кредиторской задолженности над дебиторской. Отношение величины превышения к размерам дебиторской задолженности составило 52% для нефтедобычи и 38.5% для газовой Отрасли. Ввод новых скважин в обеих Отраслях был в 1997 г. на низком уровне, который не превышал числа закрытых нерентабельных скважин. Отношение количества вновь вводимых скважин к общему эксплуатационному фонду скважин для нефтедобычи и газовой промышленности составило 2.2 и 3.1% соответственно.

Среднесрочные перспективы развития

На современном этапе нефтяная и газовая Отрасли отечественной промышленности, так же как и вся российская экономика, испытывают серьезные трудности. Несмотря на кажущееся благополучие по сравнению с другими Отраслями промышленности, в них так же остро ощущается недостаток инвестиций, без которых невозможна реализация перспективных проектов, гарантирующих их динамичное развитие в будущем.

Конкурентоспособность отечественной нефтедобычи невелика по сравнению с Нефтедобывающими Отраслями других стран - в первую очередь из-за высоких издержек производства. В этой ситуации даже незначительное падение цен на сырье способно существенно снизить эффективность деятельности отечественных компаний и, естественно, привести к потере ими значительной части сбыта на международном рынке. Наиболее реальным выходом из подобного положения может стать уменьшение налогового бремени, которое на сегодня является чрезмерным.

В настоящее время отечественные Нефтедобывающие компании выплачивают как минимум восемь типов различных налогов: НДС, налог на имущество, налог на прибыль, дорожный налог, акцизные сборы, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, платежи за право пользования природными ресурсами (royalty), транспортные сборы - и производят отчисления в различные целевые фонды. Объем всех выплачиваемых в бюджет средств в среднем превышает 50% от цены одной тонны нефти. При этом данные налоги выплачиваются компаниями регулярно независимо от того, как меняются рыночные цены. Более того, часто компании вынуждены продавать свою продукцию на внутреннем рынке ниже себестоимости, чтобы сократить объемы налоговых платежей в бюджет, в надежде компенсировать эти убытки от продаж не внешнем рынке. Поэтому действующая система налогообложения приводит не только к изъятию средств, необходимых компаниям для осуществления инвестиций, но и способствует искажению внутренних цен.

Очевидно, что в таких ситуациях риск получения убытков Нефтедобывающими компаниями существенно возрастает при малейшей нестабильности цен на международных рынках. По-видимому, наиболее разумным решением подобных проблем могла бы стать рациональная модификация налогообложения компаний нефтедобычи, которая, с одной стороны, оптимизировала бы налоговые платежи для устранения дисбаланса между внутренними и внешними ценами, а с другой - месторождения с трудноизвлекаемыми запасами (доля которых неуклонно возрастает) освобождались бы от всех типов налогов с оборота на добываемое на них сырье и разрабатывались на условиях раздела продукции. Только в этом случае можно надеяться на поддержание объемов добычи нефти на уже достигнутых уровнях.

Потенциальные западные инвесторы* провели детальное изучение характера формирования издержек в Нефтедобывающей Отрасли России и пришли к выводу, что в условиях действующего налогового законодательства наиболее оптимальной является разработка месторождений на основании соглашений о разделе продукции (СРП). Добыча сырья в этом случае могла бы по уровню себестоимости - 3-5 долл. за баррель - удовлетворить их. Поэтому уже на протяжении нескольких лет вопрос о массированном привлечении в нефтедобычу западных капиталов тесно увязан с проблемой совершенствования российского законодательства по СРП, которое в настоящий момент, по мнению иностранных экспертов, имеет много изъянов.

Пока в сфере оптимизации налогообложения не будет предпринято реальных шагов, Нефтедобывающие компании будут испытывать постоянный недостаток инвестиционных средств, необходимых для улучшения их ресурсной базы. В долгосрочном плане это приведет к постепенному свертыванию ВИНК добычи на территории России и к поиску ими перспективных месторождений в других регионах мира. Фактически российская нефтедобыча в современных условиях не в состоянии быть и источником средств, покрывающих постоянно растущий дефицит федерального и местных бюджетов, и, одновременно, источником значительных валютных поступлений от экспорта своей продукции. Наступил тот момент, когда правительству нужно выбирать что-то одно.

В условиях наметившейся тенденции к росту предложения нефти на международном рынке и падению цен на нее интерес к разработке новых месторождений, располагающих значительными запасами углеводородного сырья, со стороны международных нефтяных компаний несколько снизился. Поэтому привлечение западного капитала к разработке месторождений, находящихся в перспективных зонах, таких как, например, Тимано-Печорская или Юрубченско-Тохомская, может быть реально осуществлено лишь после доработки основных положений законодательства по соглашениям о разделе продукции. Это связано с тем, что западные компании хотят себя оградить от возможного налогового произвола хотя бы на время действия реализуемых проектов и, в то же время, иметь фактическую гарантию ведения производственной деятельности в условиях, благоприятных для низких издержек добычи нефти (как минимум 3-4 долл. за баррель), на период разработки месторождений.

Будущее газодобывающей Отрасли в силу присущих ей низких затрат на добычу сырья представляется более оптимистичным. Выплачиваемые налоги за природный газ пока еще не так обременительны, как для нефтедобычи. Наиболее серьезные проблемы в деятельности этой Отрасли связаны в первую очередь с неплатежами. Несмотря на то что за последний год количество "живых" денег в выручке основного национального производителя газа - РАО "Газпром" возросло почти в 6 раз и впервые за период реформ превысило 10% от общей выручки, получаемой компанией на внутреннем рынке, остаются другие "злостные" неплательщики в лице Украины и Белоруссии. Объемы поставок газа в эти республики значительны, поэтому позитивное решение данной проблемы может существенно улучшить финансовое состояние компании.

Перспективы развития газодобывающего сектора российской экономики связаны в основном с увеличением экспорта сырья в Европу и Турцию. В этом направлении уже сделаны конкретные шаги - ведется строительство газопровода Ямал-Европа, который в 2005 г. позволит увеличить экспорт продукции РАО на 67 млрд. куб. м в год; в текущем году также начнется строительство трубопровода, прокладываемого по дну Черного моря в рамках проекта "Голубой поток", объем поставок газа по которому в 2010 г. достигнет 16 млрд. куб. м в год. Другим долгосрочным направлением развития экспорта российского газа, с которым связаны большие ожидания, станет выход на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского бассейна. Потребности этого региона в природном газе, включая Индию, будут расти в среднем на 8% в год до 2015 г. и достигнут к этому времени почти 600 млрд. куб. м. Перспективные месторождения, с которых будет поставляться газ в государства АТР, находятся в Западной Сибири, Иркутской области, Якутии и на шельфе о. Сахалин.

Вместе с тем экспорт газа в новый регион мира сопряжен с решением не только сложных экономических вопросов, но и ряда геополитических проблем. Из недавно опубликованных данных двухлетних исследований Лондонского королевского института международных отношений (Royal Institute of International Affairs, London)* следует, что строительство трубопровода (стоимость которого составляет приблизительно 2 млн. долл. за прокладываемый километр при пропускной способности 32 млрд. куб. м газа в год) через Японию, Китай, Монголию, Северную и Южную Корею ставит на повестку дня вопрос о наиболее оптимальном маршруте. Строительство газопровода должно быть осуществлено с учетом специфики сложных политико-экономических отношений в регионе, что изначально придает любым проектам по перекачке газа достаточно высокую степень риска. Проведенные опросы респондентов из числа государственных чиновников и крупных менеджеров энергетических фирм стран АТР показали, что ими негативно воспринимается прокладка газопровода через Монголию и Китай. Эти страны, по мнению большинства опрошенных, в будущем могут стать нестабильными из-за возможных политических перемен, что несет в долгосрочной перспективе повышенные риски по коммерческому использованию такого трубопровода.

Другим немаловажным аспектом экспорта газа в этот регион, также, по мнению представителей стран-потенциальных импортеров, привносящим в реализацию проекта существенную степень риска, является выбор ключевого партнера по проекту с российской стороны. Естественно, что наиболее приемлемым таким партнером можно считать РАО "Газпром", которое располагает на сегодня крупнейшими в мире запасами газа (свыше 33 трлн. куб. м природного газа). Именно разработка значительных запасов сырья РАО может гарантировать стабильные поставки по экспортным проектам, что позволит часть энергетики стран АТР в долгосрочной перспективе переориентировать на газ.

Объемы добычи Россией углеводородного сырья до 2000 г.

1970 г.

1980 г. 1990 г. 2000 г.*  
Нефть и газовый конденсат, млн. т 285 547 516 310
Газ естественный, млрд. куб. м 83 254 641 605
Производство нефтегазового сырья в нефтяном эквиваленте, млн. т 360 776 1093 855
Изменение суммарного значения добычи углеводородного сырья к предыдущему периоду, % 116% 41% - 23%
* - Прогноз

Источник: Центр макроэкономического анализа и краткосрочного прогнозирования РАН

Перспективы развития рынка акций нефтяных компаний

Как мы уже отметили, ценовой рост акций нефтяных компаний, начавшийся в первой половине 1996 г., закончился к концу 1997 г. значительным увеличением их котировок. В связи с этим у инвесторов возник вопрос: являются ли акции нефтяных компаний переоцененными или нет?

Оценка стоимости активов отечественных компаний - на сегодня один из наиболее сложных вопросов, так как из-за высокой инфляции в период с 1992 г. по 1996 г. основные фонды предприятий промышленности подверглись значительной переоценке, которая, к сожалению, не всегда отражала существующие экономические реалии.

Как известно из политэкономии, понятие "стоимость" представляет собой общественную категорию, отражающую особенности взаимоотношений между производителями и потребителями конкретной продукции или услуг в специфических условиях, свойственных экономике конкретной страны. Поэтому масштаб цен устанавливается на основе сравнения стоимости конкретных товаров или услуг, близких по своим потребительским качествам, в случае необходимости производятся международные сравнения. Данное утверждение справедливо и для рынков ценных бумаг, где осуществляются вложения денежных средств в долговые обязательства или в фондовые активы. Если на рынке доминируют инвесторы, размещающие средства на длительный срок, то они будут ориентироваться, в первую очередь, на долгосрочные перспективы развития эмитента. В этом случае эффективность вложений в акции, как правило, сравнивается с альтернативными вложениями в долговые обязательства, имеющие рейтинг, аналогичный рейтингу долгов данного эмитента.

Помимо доходности долгосрочных долговых обязательств инвесторы стремятся сравнить между собой финансовые параметры различных предприятий, которые занимаются сходными видами деятельности. При этом наиболее распространенными инвестиционными параметрами для такого сравнения являются отношение капитализации рынка акций к чистой прибыли (P/E) и отношение капитализации к чистым активам компании (Р/Book Value). Принимая во внимание тот факт, что отечественный рынок ценных бумаг существует только шесть лет, необходимой оценочной статистики пока еще явно недостаточно, поэтому для сравнения можно воспользоваться имеющимися статистическими данными для фондового рынка США.

На рисунках показана динамика значений P/E и P/BV для акций промышленных предприятий США с 1926 г. по 1996 г. Их средние значения за этот период составили 14.38 и 1.84. Как видно, в моменты экономического спада эти коэффициенты приобретали более низкие значения. Так, во время Великой депрессии в начале 30-х годов P/E находился в диапазоне 8-10, а P/BV - в диапазоне 0.3-0.5. Во время корейского кризиса 1949 г. и экономического спада в начале 80-х годов эти коэффициенты достигали значений 6 и 1. Текущее состояние национального хозяйства России соответствует состоянию депрессии и в определенной степени схоже с ситуацией в американской экономике в периоды сильного экономического спада. Исходя из этого, при оценке стоимости акций отечественных промышленных предприятий, в том числе и предприятий нефтедобычи, мы считали, что если значения P/E и P/BV ниже соответственно 5 и 0.5, то такие акции недооценены; если же эти значения близки к 10 и 1, то акции "в рынке", т. е. их реальная финансовая стоимость приблизительно соответствует рыночной цене.

  • Значение агрегированного коэффициента P/E для акций,
  • По которым рассчитывается индекс S&P 500
  • Значение агрегированного коэффициента Р/BV для акций,
  • По которым рассчитывается индекс S&P 500
  • Значение доходности по 30-летним гособлигациям США и величины Е/Р,
  • Агрегированной по акциям, входящим в расчетный индекс S&P 500

Источник: Standard & Poors

Проследив возможную динамику изменения этих коэффициентов в зависимости от изменения за последние 10 лет ставок по 30-летним облигациям на фондовом рынке США, мы увидим, что между значением P/E и размером средневзвешенной ставки по госбумагам США существует сильная отрицательная корреляция, т. е. фактически всегда ценовой рост на рынке долгосрочных долговых обязательств вызывал рост курсовой стоимости фондовых активов и наоборот. На отечественном рынке также прослеживается данная закономерность. В конце 1996 г. в результате целенаправленных усилий ЦБ РФ и Минфина РФ была снижена средневзвешенная доходность по ГКО и ОФЗ почти до 35% годовых, при том что это значение летом перед президентскими выборами находилось в диапазоне 160-180%. Подобное падение доходности госбумаг (более чем в 5 раз) привело к росту покупок отечественных акций и существенно увеличило капитализацию российского фондового рынка в следующем году. В итоге параметр P/E увеличился за 1997 г. в среднем по рынку в 3-4 раза. Несмотря на то что рынок акций отреагировал на изменения на рынке гособлигаций с временным лагом, определенная взаимосвязь между конъюнктурой рынка ГКО/ОФЗ и корпоративными акциями была налицо.

Исходя из этого можно предположить, что если на конец 1996 г. акции основных Нефтедобывающих компаний были недооценены, то к концу 1997 г. эта недооцененность была устранена рынком. В дальнейшем, по мере выхода экономики из кризиса и роста объемов производства в промышленности, что будет естественным образом сопровождаться снижением ставок по облигациям, начнется и курсовой рост корпоративных акций. Однако следует помнить о том, что наиболее привлекательными для инвесторов скорее всего будут ценные бумаги компаний, которые смогут поддерживать низкую себестоимость добычи сырья и возобновлять свои доказанные запасы как минимум в объемах добычи. Поэтому в ближайшее время, пока не установится четкая тенденция цен на сырую нефть на международных рынках, явно выраженный ценовой тренд по акциям отечественных нефтяных компаний, видимо, не появится.

Значения параметров P/E и P/BV для отечественных предприятий нефтедобычи

1996 г. 1997 г. 1996 г. 1997 г.  
ЛУКойл 9.4 24 0.8 1.7
Сургутнефтегаз 3.5 7.9 0.3 0.7
Славнефть 2.7 7.3 0.26 0.42
Томскнефть 4.6 12.5 0.07 0.2
Сахалинморнефтегаз 0.86 6.3 0.1 0.7

Источник: AK&M

Выводы

1. На современном этапе развития российская Нефтедобывающая промышленность испытывает существенные сложности, связанные в первую очередь с ухудшением ее ресурсной базы и наметившейся негативной тенденцией к снижению прироста извлекаемых запасов. Эта ситуация усугубляется высокими издержками добычи сырья, вызванными главным образом значительной нормой обязательных отчислений и платежей в бюджеты различных уровней, а также большими расходами по ее транспортировке. В среднем по России доля таких платежей превышает 50% от средней цены реализации нефти, а издержки добычи составляют в среднем 8 долл. за баррель.

Высокая себестоимость добычи делает малопривлекательной данную Отрасль для западных инвесторов. При существующей системе налогообложения разработка новых месторождений малоперспективна, поэтому реальной основой для привлечения западных инвестиционных средств является в настоящий момент распространение действия закона СРП на месторождения, которые планируется разрабатывать с привлечением западных компаний.

2. Реализация природного газа, в отличие от реализации нефти, осуществляется с более высокой эффективностью и имеет низкую себестоимость добычи - 8-9 долл. за 1000 куб. м (1.2-1.4 долл. за баррель нефтяного эквивалента, что сравнимо с себестоимостью нефти в Персидском заливе). Основной проблемой, с которой сталкивается данная Отрасль, это неплатежи потребителей газа, что существенно снижает эффективность ее деятельности. Эта Отрасль не испытывает такой острой потребности в инвестиционных ресурсах, как нефтедобыча, так как ей присуща высокая степень монополизации. РАО "Газпром", осуществляющее добычу почти 95% российского газа, способно самостоятельно финансировать наиболее важные инвестиционные проекты по расширению сети транспортировки газа и проведению разведочных работ.

3. Исторически сложившаяся ориентация нефте - и газодобычи на экспорт (отношение объема внутреннего потребления к производству нефти составляет около 40% и для газа - свыше 30%) фактически продолжает сохраняться. Это связано в первую очередь с тем, что экспорт углеводородного сырья и продуктов его переработки выполняет важную роль значительного по своим объемам источника валютных поступлений в российскую экономику. Однако, принимая во внимание высокие издержки добычи нефти, для того чтобы сохранить объемы ее экспорта на прежнем уровне, государство в случае сохранения неблагоприятной конъюнктуры на международном рынке вынуждено будет снизить налоговый пресс на предприятия, уменьшив размеры налогообложения. В противном случае может произойти существенное сокращение добычи нефти.

4. В результате неблагоприятной конъюнктуры на мировом рынке нефти цены на акции российских Нефтедобывающих компаний снизились. По нашему мнению, если в ближайшее время цены на данное сырье останутся на невысоком уровне (в диапазоне 15-16 долл. за баррель), то их изменение будет оказывать определяющее влияние на курс российских нефтяных акций. В такой ситуации их рынок может стать неустойчивым и спекулятивным. Спрос на них, на наш взгляд, будет расти в периоды увеличения цен на нефть, а при падении последних - снижаться. Основной же спрос на данные акции, по-видимому, будет проявляться со стороны спекулятивно настроенных инвесторов лишь в моменты предполагаемого роста цен на нефть.

Наоборот, акции РАО "Газпром" имеют все фундаментальные предпосылки, для того чтобы демонстрировать более стабильные котировки, так как эффективность деятельности этого предприятия будет в меньшей степени зависеть от изменения цен на энергоносители. Издержки, связанные с добычей природного газа, будут оставаться на низком уровне еще как минимум 10-15 лет - до тех пор, пока основные объемы данного сырья будут извлекаться из крупных месторождений. Если РАО в ближайшие несколько лет увеличит дивидендные выплаты, то его акции станут наиболее привлекательными для долгосрочных портфельных инвестиций среди всех эмитентов - добывающих предприятий ТЭК.

5. В случае сохранения международных цен на сырую нефть на уровне 15-16 долл. за баррель в течение 0.5-1 года и без осуществления кардинального изменения налогообложения российские компании могут значительно снизить объемы добычи и экспорта нефти. Не исключена вероятность того, что для покрытия убытков от внутренних продаж они параллельно будут вынуждены повышать цены на внутреннем рынке.

6. Ближайшие перспективы улучшения ситуации в сфере российской нефтедобычи связаны в первую очередь с ростом мировых цен на нефть, что представляется многим аналитикам крайне проблематичным из-за продолжающегося кризиса в странах АТР. По существующим прогнозам восстановление спроса на нефть до прежнего предкризисного уровня может произойти в лучшем случае только к концу 1998 г. До этого момента цены на сырую нефть, скорее всего, будут колебаться в диапазоне 14-16 долл. за баррель, что создаст благоприятные условия для ведения спекулятивной игры на рынке наиболее ликвидных нефтяных акций ("ЛУКойл", "Сургутнефтегаз", "Татнефть").

7. Важным стимулирующим фактором повышения экономической эффективности в сфере нефтедобычи может стать рациональная модификация российского налогообложения, в частности снижение размеров royalty и ставок акцизов. Решающее влияние на поддержку инвестиционной активности в нефтедобыче могло бы оказать распространение условий СРП не только на совместные с иностранными фирмами проекты, но и предоставление для разработки новых полей на условиях СРП для российских компаний. Это позволило бы создать для отечественных компаний реальный стимул к объединению своих скромных инвестиционных ресурсов.

Список литературы

1. “ Энергетическое мошенничество ” - Гэс Холл, “Прогресс”, Москва 1996г.

2. “ УГОЛЬ ” , Журнал, №4, №8, №11, “РОСУГОЛЬ” 1996г.

3. “ Развитие основных отраслей ТЭК ” - Никонов Е. С., Заозерская Б. А., Лазар А. Д., “НЕДРА” 1995г.

4. “ Эффективность использования топлива ” - М. Б. Равич, “НАУКА”, Москва 1977г.

5. Лекции ТОТЭК.



  © Реферат плюс


Поиск

  © REFERATPLUS.RU  

Яндекс.Метрика