Стан і розвиток ЗЕД нафтової галузі Росії

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Федеральне агентство освіти Російської Федерації
Байкальський державний університет економіки і права
Кафедра світової економіки
Курсова робота
на тему:
«Стан і розвиток ЗЕД нафтової галузі РФ. Роль НК ЮКОС »
Іркутськ 2008

Введення

В даний час нафтовий сектор паливно-енергетичного комплексу Росії є одним з найбільш стійко працюючих виробничих комплексів російської економіки.
Нафтовий комплекс сьогодні забезпечує значний внесок у формування позитивного торговельного балансу і податкових надходжень до бюджетів всіх рівнів. Цей внесок істотно вища за частку комплексу в промисловому виробництві. На його частку припадає більше 16% виробленого ВВП Росії, четверта частина податкових і митних надходжень до бюджетів всіх рівнів, а також більше третини надходить у Росію валютної виручки.
Такі високі показники пов'язані із значним ресурсним і виробничим потенціалом нафтової галузі. У надрах Росії зосереджено близько 13% розвіданих запасів нафти. Ці ресурси розташовані в основному на суші (приблизно 3 / 4). Приблизно 60% ресурсів нафти припадає на частку районів Уралу і Сибіру, ​​що створює потенційні можливості експорту, як у західному, так і в східному напрямках. У світових обсягах виробництва і експорту нафти (включаючи газовий конденсат) частка Росії постійно збільшується і на даний момент складає близько 12%, що менше лише частки Саудівської Аравії. Економіка країни споживає лише менше третини нафти, що видобувається (включаючи продукти її переробки).
Видобуток нафти в країні здійснюють понад 240 нафтогазовидобувних організацій, причому 11 нафтовидобувних холдингів, включаючи ВАТ «Газпром», забезпечують понад 90% усього обсягу видобутку.
Таким чином нафтова промисловість відіграє величезну роль в економіці Росії і завжди є актуальною темою. Стратегічним завданням розвитку нафтової галузі є плавне і поступове нарощування видобутку зі стабілізацією її рівня на довгострокову перспективу.
НК «ЮКОС» є лідером з видобутку нафти серед російських компаній, одним з основних експортерів нафти і, безсумнівно, відіграє значну роль у розвитку нафтового комплексу РФ.
Мета моєї курсової роботи - на основі узагальнення теорії та аналізу статистичних даних обгрунтувати пропозиції щодо вдосконалення зовнішньоекономічної діяльності нафтової галузі Росії і зробити висновки про перспективи розвитку нафтової промисловості РФ.
Для цього мені потрібно буде виконати наступні завдання: розглянути різні думки експертів у цій галузі, дані державної статистики, а також офіційну інформацію і висвітлити найбільш важливі аспекти, тенденції та особливості нафтової галузі Росії, що допоможе скласти уявлення про нинішній стан промисловості та обгрунтувати пропозиції з вирішення наявних у ній проблем.
Об'єктами вивчення в моїй роботі будуть підприємства-експортери нафти, а також органи управління зовнішньоекономічною діяльністю галузі.
Предметом дослідження будуть проблемні питання, пов'язані з видобутком, переробкою і організацією експортних поставок нафти, конкурентоспроможністю вітчизняних товарів і впливом держави на стан і розвиток нафтової промисловості. У своєму дослідженні я буду застосовувати аналітичні та статистичні методи.

1. Тенденції на світовому ринку нафти і в Росії
1.1 Структурні зрушення на світовому ринку нафти
Не дивно, що сьогодні найбільш популярним поясненням зльоту нафтових цін є саме політична версія - нестабільність на Близькому Сході. Але хоча вплив цього фактора повністю виключати не можна, основна причина все ж не в ньому.
Все більше фахівців приходить до думки, що високі ціни викликані структурними зрушеннями у виробництві та споживанні нафти. Масштабні зрушення в структурі нафтового ринку створюють короткострокові дефіцити, і хоча в цілому у світовій економіці попит на нафту приблизно відповідає споживанню, дефіцити мають регіональний характер: нафта не завжди опиняється там, де вона найбільше потрібна.
Родовища, близькі до розвинених країн, - Північне море, Мексиканська затока, на яких у 1970-1980-ті роки під впливом високих цін почали видобувати нафту, - сьогодні вже близькі до вичерпання. З'явилася потреба в масштабні інвестиції в нові родовища і нафтоносні регіони в Західній Африці, Центральній Азії, Росії, які через кілька років змогли б замістити вибувають потужності. Виникли нові великі центри споживання - Китай, Індія. Потрібна нова нафтотранспортна інфраструктура.
Для формування нової структури глобального ринку нафти потрібні час і гроші. Якою вона буде, ніхто поки не знає. Ця невизначеність і штовхає ціни на нафту на штурм все нових і нових рекордів. І хоча до реальних рекордів поки далеко, - ціна в 40 дол за барель сьогодні еквівалентна 28 дол. в 1990 році і всього 18 дол. у 1980, - такі високі ціни є, мабуть, кращим доказом нової структурної перебудови світової нафтової промисловості.
Основна прикмета того, що на ринку відбуваються структурні зрушення, - змінився характер залежності цін від попиту і пропозиції.
Те, що попит впливає на ціни більше, ніж пропозиція, говорить про настання періоду дефіцитного ринку. Хоча загалом попит на нафту сьогодні ростуть начебто не надто швидко, приблизно на 3% на рік, зростання це дуже нерівномірне - в Азії він куди вище через дуже високих темпів росту і великою енерго-і матеріаломісткості азіатських економік. Так, у Китаї при зростанні ВВП близько 8-9% попит на нафту в 2004 році збільшиться на 13%. У 2003 році Китай обійшов Японію і став другим найбільшим імпортером «чорного золота». На 10% в рік зростає попит на нафту в Індії. Всього ж на частку Азії зараз припадає 90% приросту загальносвітового споживання нафти. Якщо в Азіатському регіоні не буде ніяких макроекономічних шоків, то двозначні темпи зростання споживання нафти збережуться в Азії до кінця десятиліття. Подібна нерівномірність зростання попиту породжує регіональні дефіцити і змушує світову нафтову галузь працювати в режимі гасіння пожежі - багато хто з нафтових міні-криз останніх років носили саме логістичний характер начебто кризи осені 2000 року, коли на ринку виник дефіцит фізичний транспортних потужностей та продуктів нафтопереробки.
Проблема посилюється тим, що одночасно зі структурою попиту змінюється і структура речення. За останнє десятиліття пропозиція нафти стало куди більш диверсифікованим. Крім традиційних центрів нафтоекспорту (таких, як Близький Схід) на ринку з'явилися нові - Росія (в радянські роки експорт нафти був у два рази менше, ніж зараз), Центральна Азія, Західна Африка. Паралельно в деяких старих центрах виробництва нафти видобуток падає. Пік видобутку в Північному морі, в США або в Південно-Східній Азії (Малайзія та Індонезія) був пройдений на початку 90-х. З тих пір видобуток у цих регіонах постійно знижується, а наявних запасів вистачить для ефективної розробки (з прийнятним рівнем витрат) ненадовго - від восьми-десяти років в Північному морі, до дванадцяти-п'ятнадцяти років у континентальних США.
Скорочення власного видобутку означає необхідність заміщення внутрішнього виробництва імпортом. Та ж Індонезія, яка зараз є головою в ОПЕК, в останні шість місяців імпортувала на 20% більше нафти для власного споживання, ніж експортувала. У США імпорт щороку збільшується на 300 тис. барелів на добу, і в міру вичерпання наявних родовищ він буде рости ще швидше. У результаті за нафту, яка надходить на світовий ринок, змушені конкурувати дві групи країн. З одного боку це Китай та інші країни Азії, з якими зростання споживання нафти необхідний для забезпечення економічного зростання. З іншого - США та інші країни, яким потрібно заміщати вибуття власного видобутку, щоб підтримувати споживання на колишньому рівні. Формально ситуація на ринку абсолютно стабільна - попит зростає помірно, для його поточного покриття достатньо існуючої пропозиції, для покриття в майбутньому достатньо запасів. По суті ж ринок переживає глибоку структурну кризу.
1.2 Місце нафтової промисловості в економіці Росії
1.2.1 Структура і географія експорту РФ, результати діяльності ПЕК
Вартісні обсяги російського експорту в вирішальною мірою залежать від динаміки світових цін на паливно-сировинні товари. Відповідно, в сприятливі роки (1995-1996 рр.., 2000 р .) Експорт зростає, а при погіршенні світової кон'юнктури ( 1998 р ., 2001 р .) - Падає. У 1999-2000 рр.. на тлі підвищення світових цін на вітчизняні енергоносії та інші види сировини значно зросли поставки товарів у натуральному вираженні. У 2000 р . було вивезено продукції на рекордну суму - близько 106 млрд. дол, в тому числі понад 91 млрд. дол склали відвантаження в країни далекого зарубіжжя. Через погіршення кон'юнктури обсяги поставок у 2001 р . скоротилися, проте як і раніше перевищували 100-мільярдний рубіж.
У географічній структурі експорту домінує європейський регіон, включаючи європейські республіки колишнього СРСР, - у сумі майже 70% усіх поставок до 2000 р . Найбільший експортний ринок для Росії - Європейський союз, далі йдуть колишні соціалістичні країни Центральної та Східної Європи (ЦСЄ), потіснили в 2000 р . інші групи країн. На ЄС та ЦСЄ сьогодні припадає переважна частина всього вітчизняного експорту енергоносіїв, що з урахуванням зростання їх вартості останнім часом істотно посилило позиції вказаних держав у зовнішній торгівлі Росії.
Разом з тим, знизилася значущість країн азіатсько-тихоокеанського регіону, в першу чергу США і Японії. Одночасно Китай став найважливішим споживачем російських товарів у регіоні. Найбільш помітно ослабли позиції СНД, куди направлялася 19-20% усього вітчизняного експорту у 1994-1998 рр.. і трохи більше 13% в 2000 р .
Найбільші експортні партнери Росії в далекому зарубіжжі - Німеччина, Італія, Китай, США, Нідерланди, Великобританія та Польща, в СНД - України, Білорусія і Казахстан. Найбільший експортний ринок протягом усього періоду 90-х років - Німеччина.
Протягом 90-х років минулого століття відзначалося посилення паливно-сировинної спрямованості російського експорту при значному скороченні частки готових виробів - з близько чверті на початку десятиліття до приблизно 12% в кінці періоду. Найбільшу питому вагу традиційно припадає на мінеральне паливо - в середньому 45-50%, далі йдуть метали та діаманти - близько 25%, машини та обладнання - приблизно 10%. У цілому промислова продукція становить 95% усього національного експорту.
В даний час Росія має найбільш високі коефіцієнти міжнародної спеціалізації (відношення частки тієї чи іншої товарної групи в російському експорті до питомої ваги відповідних товарів у світовому експорті) в паливно-сировинної ніші (5-6 по мінеральному паливу, близько 3 по металах), тоді як у торгівлі хімічною продукцією відповідний показник вже значно нижче (близько 0,9).
За останні три роки паливно-енергетичний комплекс Росії значно зміцнив свій потенціал. Обсяг видобутку нафти в 2003 році в порівнянні з 2000 роком збільшився на 30,3%, газу - на 6,2%.
У 2003 році в ПЕК стався ряд важливих подій. Серед них найбільш значимими є:
- Прийняття Урядом Російської Федерації Енергетичної стратегії Росії на період до 2020 року;
- Розгляд та схвалення Урядом Російської Федерації основних напрямків розвитку нафтогазового комплексу Східного Сибіру, ​​Далекого Сходу і Північно-Західного регіону Росії;
- Розробка і схвалення Урядом Російської Федерації Концепції розвитку ринку зрідженого газу для побутових потреб;
У нафтовій галузі:
- Введені в експлуатацію об'єкти II черги Балтійської трубопровідної системи;
- Завершено будівництво першої черги нафтопроводу Каспійського трубопровідного консорціуму;
- Введено в дію 3606 нафтових свердловин, 3 установки підготовки нафти потужністю 17,3 млн. т на рік, 5260 км промислових трубопроводів та ін
У нафтопереробці введені нові потужності сумарною продуктивністю близько 3,5 млн. т на рік.
У 2003 році, в умовах високої ціни на зовнішньому ринку, було досягнуто рекордний приріст видобутку нафти, що склав 41,8 млн. тонн. Річний видобуток нафти з нестабільним газовим конденсатом склала 421,4 млн. тонн.
За 2003 рік в розробку введено 29 нових родовищ, видобуток нафти з яких до кінця року склала близько 733 тис. тонн. У цілому з нових родовищ, введених в експлуатацію в 1998-2003 рр.., В 2003 році видобуто 27,9 млн. т нафти.
Видобуток нафти в країні здійснюють понад 240 нафтогазовидобувних організацій, причому 11 нафтовидобувних холдингів, включаючи ВАТ «Газпром», видобувають понад 90% всього обсягу.
Відзначається зростання інших показників нафтовидобутку, зокрема, зросла на 255 тис. т (+3%) проходка в експлуатаційному бурінні, вона склала 8576 тис. м.
Ресурсний потенціал суб'єктів Російської Федерації, на території яких в даний час ведеться видобуток нафти і газу, вже не достатній для відтворення економічно ефективних у розробці запасів. Нафтові компанії і ВАТ «Газпром» проводять геологорозвідувальні роботи в нових регіонах і на шельфах морів у недостатньому обсязі, що є наслідком введення в дію нового Податкового кодексу і скасування відрахувань на відтворення мінерально-сировинної бази.
Подальші перспективи нафтовидобувної галузі пов'язані з освоєнням розвіданих нафтових запасів, близько 80% яких знаходяться у віддалених і північних районах країни, що ускладнює видобуток і збільшує вартість транспортування сировини до переробних підприємств та регiонах споживання.
У 2003 році ВАТ «АК« Транснефть »прийнято і транспортовано за системою магістральних трубопроводів 415,5 млн. т нафти, що на 11% вище рівня 2002 року. Виконано всі зобов'язання по транзиту. Виконано «Комплексна програма технічного переозброєння, реконструкції та капітального ремонту об'єктів магістральних нафтопроводів на 2001-2003 роки».
Вивіз нафти за межі території Росії в 2003 році за балансового звіту склав 228 млн. т, що на 38,30 млн. т (на 20,2%) більше в порівнянні з 2002 роком.
Обсяг нафтопереробки в 2003 році виріс майже на 5 млн. т і склав 190 млн. тонн. Відповідно збільшилося виробництво нафтопродуктів.
З 1 липня 2003 року повністю припинено виробництво і використання етилованого автомобільного бензину у відповідності з федеральним законом Російської Федерації № 34-ФЗ від 22 березня 2003 року. Збільшилося виробництво високооктанових марок автобензинів, дизельного палива з вмістом сірки до 0,035%, що відповідає вимогам EN 590 (ЄВРО-3).
Видобуток газу в цілому по країні в 2003 році склала 620,2 млрд. куб. м - 104,3% до факту 2002 року.
Збільшенню загального обсягу видобутку газу сприяли введення в дію потужностей на Ямбурзькому і Ямсовейском родовищах у Західному Сибіру, ​​пускового комплексу з видобутку газу на Заполярному газоконденсатному родовищі, а також зростання видобутку нафтовидобувними підприємствами (попутний газ) і незалежними виробниками газу.
Підприємствами ВАТ «Газпром» видобуто 532,4 млрд. куб. м, що вище рівня 2002 року на 12,4 млрд. куб. м (+2,0%), підприємствами нафтової промисловості - 39,5 млрд. куб. м (зростання на 14,1%). Видобуток газу незалежними виробниками збільшилася з 35,2 млрд. куб. м у 2002 р . до 43,5 млрд. куб. м у 2003 р . (На 23,6%).
Оцінка підсумків роботи паливно-енергетичного комплексу у січні-травні 2004 року свідчить про те, що нафтова і газова галузі ПЕК нарощують рівні видобутку та виробництва.
За попередніми даними, за січень-травень 2004 року:
- Видобуто 185,6 млн. т нафти і газового конденсату або 110,5% до відповідного періоду минулого року;
- Обсяг первинної переробки нафти на НПЗ Росії склав 78,9 млн. т (100,4% до відповідного періоду 2003 р .);
- Видобуто 274,1 млрд. куб. м газу (103,4% до відповідного періоду 2003 р .);
- Поставлено споживачам Російської Федерації 10,2 млн. т автобензинів (100,5% до відповідного періоду 2003 р .) Та 9,6 млн. т дизельного палива (103,2%).
1.2.2 Огляд ринку видобутку нафти в Росії
Структура паливно-енергетичних ресурсів, що склалася в 2000 році, у порівнянні зі структурою 1999 показує, що частка виробництва електроенергії зросла на 2,5%, нафти і вугілля збільшився на 0,4% при зниженні частки газу на 2,9%. (Див. рис. 1 Додаток 1).
Видобуток нафти в країні здійснюють близько 200 підприємств - надрокористувачів, якими в 2000 р . видобуто порядку 323,2 млн. т, що на 17,9 млн. т перевищує показники попереднього року. Основним чинником зростання видобутку нафти стало поліпшення кон'юнктури світових цін на нафту, що дозволило збільшити капітальні вкладення в буріння та ремонт, а також ввести в експлуатацію нові нафтові родовища.
Нафтовими компаніями в 2000 р . було видобуто близько 280,6 млн. т нафти і газового конденсату. Значно збільшили видобуток нафти в порівнянні з 1999 р . НК «ЮКОС» - на 5,1 млн. т, НК "Сургутнафтогаз" - на 3,0, Тюменська НК - на 1,7, НК «Сибнефть» - на 0,9, НК «Лукойл» - на 0,9 і НК "Роснафта" - на 0,8. Практично зберегли рівень видобутку нафтові компанії СИДАНКО, Татнафта і ОНАКО. Знизило видобуток нафти АНК «Башнефть» - на 0,3 млн. т.
Російські надрокористувачі збільшили видобуток нафти в 2000 р . на 2,0 млн. т. Підприємствами з іноземними інвестиціями видобуто 19,1 млн. т нафти і отримано приріст у порівнянні з 1999 р . на 0,8 млн.
Порівняння підсумків 2000 та 1999 років показує, що середньодобовий видобуток у цілому по Росії зросла на 7%, у тому числі в нафтових компаніях - на 6,5%. Найбільше зростання середньодобового видобутку забезпечений у компаніях «ЮКОС» (17,4%), «Сибнефть» (16,8%), Роснефть »(10,8%),« Славнефть »(8,3%), і« Сургутнефтегаз » (8,1%). Разом з тим зниження середньодобового видобутку допущено в АНК «Башнефть» (4,1%) і ВАТ «Татнефть» (2,1%). (Див. Таблицю 1 Додаток 1)
Порівняння підсумків 2000 та 1999 років показує, що середньодобовий видобуток у цілому по Росії зросла на 7%, у тому числі в нафтових компаніях - на 6,5%. Найбільше зростання середньодобового видобутку забезпечений у компаніях «ЮКОС» (17,4%), «Сибнефть» (16,8%), Роснефть »(10,8%),« Славнефть »(8,3%), і« Сургутнефтегаз » (8,1%). Разом з тим зниження середньодобового видобутку допущено в АНК «Башнефть» (4,1%) і ВАТ «Татнефть» (2,1%).
У 2000 році видобуток нафти з газовим конденсатом в цілому по вертикально-інтегрованих нафтових компаній зросла на 4,8% і склала: (млн. т)
Стан основних виробничих фондів (ОПФ) нафтового комплексу характеризується великою часткою зношування, а їх технологічний рівень залишається відсталим. У цілому, у нафтовидобувній промисловості ступінь зносу ОПФ становить близько 55%, а по ряду компаній досягає 70% (Башнефть, Татнафта, ОНАКО).
Розробка нафтових родовищ знаходиться в досить складному становищі, цьому сприяють значний фонд простоюють свердловин, порушення балансу відбору рідини і закачування води в пласт, великі втрати попутного газу. Слід відзначити позитивний досвід Башнефти: незважаючи на падіння темпів видобутку нафти, компанія досягла самого високого темпу відбору залишкових запасів серед компаній, що працюють в Урало-Поволжя, шляхом впровадження передових методів збільшення нафтовіддачі пластів та інтенсифікації розбурювання нових і старих родовищ.
У цілому нафтові підприємств не мають у своєму розпорядженні сучасними технічними засобами для розробки важкодоступних запасів експлуатації родовищ, що знаходяться в пізній стадії розробки.
Експлуатаційний фонд свердловин за останнє десятиліття змінився незначно, введення нових свердловин скоротився більш ніж у п'ять разів, удвічі збільшилася питома вага непрацюючих свердловин. Отже, збільшення видобутку відбувається шляхом збільшення віддачі від діючих свердловин на основі використання традиційних технологій. Все це може призвести вже найближчим часом до підвищення собівартості видобутку нафти.
Основним недоліком внутрішнього ринку нафти є відсутність цивілізованого ринкового механізму формування цін на нафту. Однією з проблем паливно-енергетичного комплексу продовжує залишатися проблема низьких внутрішньокорпоративних цін на нафту. Пов'язано це з тим обставиною, що фінансування геологорозвідувальних робіт і, відповідно, збільшення запасів нафти в останні роки здійснюються виключно за рахунок відрахувань на відшкодування мінерально-сировинної бази, що залишаються в розпорядженні нафтогазовидобувних підприємств. Ці відрахування представляють собою відсоток від вартості товарної продукції. Тому занижуючи цю вартість, нафтові компанії, тим самим, зменшують фінансування геологорозвідувальних робіт. Крім того, зменшується сума податків, що йде в місцеві бюджети та яка використовується в основному на соціальні потреби нафтовиків.
У цих умовах для забезпечення стабілізації видобутку нафти і створення передумов до її збільшення необхідні великі капітальні вкладення у геологорозвідувальні та бурові роботи, а також в облаштування нафтових родовищ і створення виробничої інфраструктури в комплексі з програмою реконструкції та модернізації діючих потужностей з переробки.
Досить сприятлива кон'юнктура на світових ринках і девальвація рубля створили хороші умови для інвестування в нафтовий комплекс. У першому півріччі 2000 року капітальні вкладення в нафтовидобуток виросли на 92% (капітальні вкладення в промисловість за той же період виросли на 19%). У 1999 році власні кошти компаній у загальному обсязі інвестицій становили 77%. У нинішній економічній кон'юнктурі нафтові компанії здатні самостійно інвестувати свій розвиток, не відчуваючи глобальної залежності від іноземного капіталу.
За даними Мінприроди, за останні 50 років у Росії було вилучено понад 16 млрд. тонн нафти і майже 14 трлн. кубометрів природного газу. З урахуванням сьогоднішнього обсягу видобутку, вже через 20-25 років РФ зіткнеться з дефіцитом розвіданих корисних копалин, і через 5-7 років обсяг видобутку буде у шість разів перевищувати кількість вводяться в експлуатацію запасів.
За прогнозами фахівців Мінприроди, в найближчі 5-10 років основою для розвитку всього сировинного сектора економіки країни стане ресурсна база арктичних морів. Всього на шельфі зосереджені ресурси в обсязі 135 млрд. тонн умовного палива, вартістю понад $ 300 млрд.
У 2004 році Мінприроди готове провести 5 тендерів по 12 найбільш перспективним блоках у найбільш вивчених районах. Якщо будуть прийняті поправки до закону «Про надра», які зараз розглядаються Держдумою, на аукціон будуть виставлені такі родовища, як «Баренц-2» і «Сахалін-3.
Видобуток нафти в РФ в I півріччі 2004 року зросла на 10,3%, до 223 млн. т. Ці дані наводяться в доповіді Мінекономрозвитку РФ про соціально-економічний розвиток країни у січні - червні 2004 року. У цілому за 2004 рік очікується видобуток нафти в обсязі 453 млн. т, що на 7,5% більше, ніж у 2003 році. Мінекономрозвитку прогнозує за підсумками 2004 року ціну на російську нафту сорту Urals у $ 30,4 за барель проти $ 27,2 роком раніше. Середня ціна Urals склала в 1-му півріччі 2004 року $ 30,8 за барель проти $ 26,8 за барель роком раніше. У 2-му кварталі 2004 року Urals коштувала $ 32,5 ($ 24,05 в 2003 році).
Росії необхідно щорічно витрачати на геологорозвідувальні роботи не менше $ 4 млрд., щоб забезпечити приріст запасів, порівнянних з поточним рівнем видобутку. В даний час на всі роботи з геологічного вивчення виділяється трохи більше 900 млн. рублів на рік. Цих коштів явно недостатньо, заявив він, у зв'язку з цим Мінприроди має намір в 2005 році внести на розгляд уряду техніко-економічне обгрунтування (ТЕО) з дослідження декількох великих проектів, які необхідно почати вже в 2006 році.
Видобуток корисних копалин в Росії набагато випереджає розвідку нових родовищ. Якщо так і далі піде, то вже в найближчому майбутньому Росія зіткнеться з нестачею сировини і необхідністю рік від року знижувати видобуток, підкреслив він. Тому головне завдання - сформулювати чіткий перелік вимог держави до видобувним компаніям. За його словами, до кінця року уряду буде представлений проект закону «Про надра» у новій редакції, де геологорозвідці буде приділено серйозну увагу.

1.2.3 Інвестиційна привабливість російських нафтових компаній

Нафтова галузь є основою російської економіки, а отже, основою російського фондового ринку. У портфелі будь-якого іноземного інвестора акції російських нафтових компаній складають не менше 50% активів. Зростання російського ринку, який не припиняється з жовтня минулого року, змушує задуматися про привабливість російських нафтових компаній для подальших інвестицій на сформованих цінових рівнях.
Наведена таблиця змін цін акцій основних нафтових компаній за останній рік наочно показує, що інвестиції на фондовому ринку направляються насамперед у цінні папери цих компаній. За той же період індекс РТС виріс на 95%. (Див. Таблиця 3 Додаток 1)
Порівняння поточних котирувань акцій з котируваннями від 1997 року, коли індекс РТС знаходився на своєму історичному максимумі, показує, що ціни акцій деяких компаній вже знаходяться вище значень п'ятирічної давності.
Стан російських нафтових компаній зараз разючим чином відрізняється від того, що ми спостерігали в нафтовій галузі п'ять років тому.
1. Процес поділу єдиної державної нафтової галузі на окремі компанії досяг свого проміжного фінішу. На даний момент на російському нафтовому ринку можна виділити три основні групи підприємств:
· Великі нафтові холдинги з високою часткою державної участі («Роснефть», «Славнефть»);
· Великі приватні нафтові холдинги («ЛУКОЙЛ», «ЮКОС», «ТНК», «Сургутнефтегаз», «Сибнефть»);
· Інші нафтові компанії, кожна з яких займає свою нішу ринку (найбільші представники цієї групи - «Татнефть» і «Башнефть»).
Процес переділу в галузі буде продовжений. Зокрема, підприємства третьої групи будуть поступово або об'єднуватися, перетворюючись на більш великі виробничі формування, або будуть поглинені великими гравцями з другої групи. З іншого боку, можна очікувати поступової приватизації підприємств першої групи. Відмінність поточного етапу від подібних процесів у минулому буде полягати, на нашу думку, в більшій прозорості та відкритості процесу.
У будь-якому випадку стабільність нафтової галузі на поточному етапі збільшує її привабливість для інвестора, який може не побоюватися різкого зміни статусу компанії, акції якої він придбав.
2. Великі видобувні компанії перетворилися в добре диверсифіковані нафтові холдинги («ЛУКОЙЛ», «ЮКОС», «ТНК», «Сургутнефтегаз», «Сибнефть»). Маючи у своєму складі видобувні, переробні, нафтохімічні і нафтоторгових підприємства, холдингові структури менш схильні до ринкових ризиків, що дозволяє їм оптимізувати витрати і отримувати стабільний прибуток. Зростання диверсифікації не міг не знайти відображення в цінах акцій великих компаній.
3. Крім виробничої диверсифікації, великі компанії проводять політику територіальної диверсифікації. Все більша кількість російських компаній купують активи в іноземних державах («ЛУКОЙЛ», «ЮКОС»), позиціонуючи себе не як суто російські компанії, а як транснаціональні структури. Ми припускаємо, що цей процес буде продовжуватися. Це дає можливість довгостроковим інвесторам зараз купувати акції компаній, які через кілька років будуть займати високі позиції в рейтингу світових нафтових компаній.
1.2.4 Стан російської нафтової промисловості, роль НК
Якщо 2001 рік був успішним для російських нафтовиків, то 2002-й став для них тріумфальним. Рекордно високий для останнього десятиліття рівень видобутку нафти вивів нашу країну в номінальні лідери світового нафтовидобутку. Збільшилося виробництво нафтопродуктів. Ми стали експортувати більше вуглеводневої сировини та основних нафтопродуктів. І, що найдивніше, вперше за багато років обсяги видобутої нафти були повністю компенсовані приростом запасів.
Щоправда, не обійшлося і без невдач. Знизився і без того невисокий рівень інвестицій в галузеві проекти. Скоротилися обсяги буріння. Погіршилася глибина переробки нафти на російських НПЗ, відставання яких від «світового рівня» стало ще більш критичним. І все ж нафтова галузь країни - кращий сектор економіки Росії. І не тільки завдяки вдалій для нас кон'юнктурі паливних ринків. Головне - менеджери російських нафтових компаній навчилися успішно управляти вітрилами ринкової економіки.
У 2002 році видобуток нафти в Росії досягла 379,6 млн. тонн. За цим показником ми вийшли в чемпіони світу. Щоправда, перемога ця не зовсім «чиста»: на відміну від нашого головного суперника - Саудівської Аравії - ми вважаємо нафту разом з газовим конденсатом.
Російські нафтовики в останні роки демонструють не просто стійке зростання видобутку - темпи приросту постійно зростають (у 1999 році приріст річного видобутку склало 0,5%, в 2000-му - 5,9%, у 2001-му - 7,7%, а у 2002-му - 9,1%). Це вірна ознака того, що потенціал галузі не вичерпаний, російські нафтовики готові і далі нарощувати виробництво.
Обсяги видобутку збільшили в 2002 році всі основні нафтовидобувні компанії, за винятком ТНК і «Татнафти». Але якщо татарстанські нафтовики закріпилися на рівні попереднього року, то Тюменці скоротили видобуток на 7,6%. (Див. Таблицю 3 Додаток 1)
За рік не відбулося змін в «табелі про ранги» чотирьох провідних нафтовидобувних компаній «ЛУКОЙЛ», «ЮКОС», «Сургутнефтегаз» і ТНК забезпечили 61,2% загальноросійської нафтовидобутку проти 59,1% у 2001 році. Причому, кожна з трьох перших компаній збільшила свою частку в нафтовидобувному секторі економіки Росії. За рік зміцніло лідерство «Лукойла» та «ЮКОСа» - обидві компанії пішли у відрив. Як наслідок, між ними посилилася конкурентна боротьба, яка, втім, не змінила розстановку сил. (Див. рис. 2 Додаток 1)
Агресивніше інших нарощувала видобуток «Сибнефть». Це дозволило компанії потіснити з престижного п'ятого місця «Татнефть». А «Роснефть» змістилася в самий «хвіст» групи вертикально інтегрованих компаній, обігнати її не вдається лише «Башнефти».
Помітно ослабла роль у загальноросійської нафтовидобутку незалежних компаній, частка яких знизилася до 6,7% проти 8,6% у 2001 році. І це сумно. Традиційно саме невеликі компанії показують кращу виробничу динаміку. Скорочення цього виробничого сегмента пов'язано, перш за все, з переходом частини незалежних виробників під «дах» ВІНК. До того ж зміни в податковій системі, що діє з січня 2002 року, виявилися найбільш болючими для малого і середнього нафтового бізнесу, що теж позначилося на активності незалежних виробників.
Показова доля «Північної нафти», що збільшила видобуток на 35% і ізвлекшій з надр у 2002 році близько 1,5 млн. тонн нафти. Схоже, в нинішньому році їй доведеться розпрощатися з незалежністю і розчинитися в «Роснефти».
Постачання нафти на російські НПЗ зростала пропорційно обсягам видобутку і навіть з невеликим випередженням. За підсумками 2002 року вона перевищила рівень попереднього року на 9,5% і склала 203,1 млн. тонн. (Див. Таблицю 4 Додаток 1)
Однак ні самі підприємства, ні ринок не були готові до настільки значного зростання виробництва і пропозиції нафтопродуктів. У результаті обсяг переробки нафти на російських НПЗ виріс лише на 3,34%, та й то з втратою якості: за підсумками 9 місяців глибина переробки впала до 70,3%, в порівнянні з 71,1% станом на 1 жовтня 2001 . Інші обсяги пішли на поповнення резервуарів НПЗ - про запас.
«ЮКОС» випередив «ЛУКОЙЛ» за обсягами поставок нафти на російські НПЗ (але не за кількістю переробленої сировини). «Славнефть» направила на заводи більше 78% від рівня видобутку. Для цього компанія, що має гіпертрофовано розвинену інфраструктуру переробки, традиційно докуповує на внутрішньому ринку відсутні обсяги нафти.
Поставки нафти на "Башнефтехім» склали в 2002 році 19,5 млн. тонн, на Московський НПЗ - 9,1 млн. тонн, на "Салаватнефтеоргсинтез» - 5,8 млн. тонн, на "Нижнекамскнефтехим» - 5,2 млн. тонн.
Нафтопереробні заводи Росії переробили в минулому році 185 млн. тонн нафти - на 6 млн. тонн більше, ніж роком раніше.
За обсягами переробки нафти безумовними лідерами в Росії є «ЛУКОЙЛ» і «ЮКОС». Обидві компанії переробили понад 30 млн. тонн нафти. Причому, якщо за обсягами видобутку «ЮКОС» майже впритул наблизився до свого головного суперника, то за масштабами нафтопереробки лідерство «ЛУКОЙЛА», який тримає 18,5% ринку нафтопереробки, видається більш міцним. (Див. рис. 3 Приложение1)
У 2002 році «ЛУКОЙЛ» збільшив обсяг переробки нафти на 15,2%. Але це не найвища динаміка в галузі. Так, у «СИДАНКО» нафтопереробка зросла на 21,9%, а у «Газпрому» - майже на чверть.
Майже половина компаній, що входять до числа основних переробників нафти, знизили обсяги виробництва. У їх числі - «Сургутнафтогаз», ТНК, «Татнефть», «Башнефтехім», «Салаватнефтеоргсинтез» і Московський НПЗ. Особливо глибоко «впали» «Татнефть» і «Сургутнефтегаз» - на 9,45% і 8,77% відповідно.
У результаті ТНК обігнала за обсягами переробки «Сургугнефтегаз» і перемістилася з 5-го на 4-е місце. У той же час запас міцності, закладений в минулі роки, дозволив «Башнефтехіму» утриматися на 3-му місці, незважаючи на падіння виробництва.
Як і раніше найбільш ходової продукцією російських НПЗ залишався мазут, виробництво якого зросло за рік на 7%. Виробництво дизельного палива, майже зрівнявшись за обсягами з мазутом у 2001 році, в минулому році втратило темпи зростання і, як наслідок, очікування, що дизпаливо потіснить мазут, не виправдалися. (Див. Таблицю 5 Додаток 1)
Виробництво автомобільного бензину зросла майже на 5%. Причому, найбільш динамічно розвивалося виробництво високоякісних марок автомобільного палива. Випуск високооктанових бензинів збільшився майже на 10%. Випуск цієї продукції склав майже половину виробленого в Росії автобензину.
У 2002 році впало виробництво авіаційного гасу, мастильних масел і технологічного експортного палива. Всі ці види продукції не грають суттєвої ролі в структурі продукції нафтопереробки.
Обсяг виробництва хімічної та нафтохімічної продукції в Росії виріс в 2002 році на 2,2%. Виробництво автомобільних шин збільшилося за рік на 6%, до 35,8 млн. штук. Випуск синтетичних каучуків залишився на колишньому рівні - 919 тис. тонн.
Гарним стимулом нарощувати видобуток для нафтовиків стала сприятлива для продавців ситуація на світовому ринку. За 2002 рік ціна на нафту Urals виросла майже на 60%. Її середньорічний рівень - $ 23,6 за барель - виявився багато краще очікуваного (нафтові компанії планували свою діяльність виходячи з песимістичного прогнозу середньорічної ціни на рівні $ 16 за барель).
Але експорт російської нафти в далеке зарубіжжя виріс лише на 3,3%, до 137,86 млн. тонн. Основні потоки експорту - 96,5% - йшли через «Транснефть», яка поставила на зовнішні ринки 133,0 млн. тонн російської нафти. (Див. Таблицю 6 Додаток 1)
Ще 18,7 млн. тонн нафти компанія поставила державам СНД, в основному, Казахстану. Збільшивши обсяги прокачування нафти в далеке зарубіжжя на 6,5 млн. тонн, третина приросту «Транснефть» віддала під транзит казахстанської і азербайджанської нафти. Мало того, що темпи посилення експортних потоків з Росії вдвічі відставали від зростання видобутку (4,5% проти 9,1%), так російським нафтовикам довелося ще щедро ділитися із сусідами. Цей підсумок пояснює і інтерес наших нафтових компаній до формування альтернативних транспортних маршрутів, і їхні колективні петиції уряду з пропозиціями обмежити транзитну складову виробничої програми «Транснафти». (Див. Таблицю 7 Додаток 1)
Тим не менше, і прирощення експорту на 4,2 млн. тонн стало непоганий надбавкою для російських нафтових компаній, які в першій половині минулого року були пов'язані обіцянкою перед ОПЕК обмежити обсяги експорту.
Втім, з обмеженнями справа не зовсім склалося: в 1 кварталі експорт російської нафти виріс на 6%, а за підсумками півріччя - на 2,1%.
Багато засобів масової інформації звинувачували у зв'язку з цим і уряд, і наших нафтовиків у необов'язковості. Але, як з'ясувалося, і самі країни - члени ОПЕК далеко не безгрішні в цьому плані. Так, Саудівська Аравія перевищувала добову експортну квоту майже на 750 тис. барелів, Алжир, Іран і Нігерія - без малого на 300 тис. Не допустила серйозних порушень встановлених квот одна лише Індонезія. І можна тільки вітати небажання Росії скласти їй компанію.
У структурі експортних потоків нафти особливих змін не відбулося. Як і раніше, більше половини нафти відправлялося за кордон через морські термінали. Правда, майже у півтора рази зріс експорт залізницею - нафтовики наполегливо шукали додаткові можливості виходу на зовнішні ринки. Але на тлі загальних масштабів експорту ці зміни не принципові. (Див. рис. 4 Додаток 1)
Диспропорції між зростанням нафтовидобутку, потребами внутрішнього ринку та експортними можливостями принесли користь нашим західним сусідам по СНД. Постачання нафти з Росії в ближнє зарубіжжя збільшилася аж на 30,6%, до 35,377 млн. тонн (9,3% видобутку). Близько половини цієї нафти прийняла Україні, збільшила імпорт з території РФ на 41,7%.
Експорт російських нафтопродуктів виріс на 18,3%, до 69,06 млн. тонн. Тобто темпи зростання експорту нафтопродуктів більш ніж у 5 разів перевищили темпи зростання їх виробництва і вдвічі - темпи зростання нафтовидобутку. Це можна було б назвати життєствердною тенденцією (наш уряд давно говорить про необхідність переорієнтації з сировинного експорту на пропозицію кінцевої продукції). Однак зростання кількісних показників експорту йшов на тлі погіршення якісної структури: вивезення за межі Росії мазуту виріс на 43,6%, бензину - скоротився на 15%.
За оцінками, на експорті нафти російські нафтові компанії заробили $ 28,3 млрд., нафтопродуктів - ще $ 10,9 млрд. Разом - $ 39,2 млрд. Від продажів на внутрішньому ринку нафтовики виручили майже втричі менше.
За відомостями Міністерства природних ресурсів Росії, в 2002 році приріст запасів нафти повністю компенсував обсяги видобутої сировини. У минулі роки такої результативності геологорозвідки вдавалося добиватися Ханти-Мансійському автономному окрузі та Республіці Татарстан. Але в масштабах всієї країни це відбулося вперше за довгі роки. За попередніми даними, приріст запасів промислової категорії в Росії в 2002 році склав близько 380 млн. тонн.
У нинішньому році МПР РФ обіцяє збільшити запаси нафти вже на 800 млн. тонн, а газу - на 800 млрд. кубометрів. Щоправда, незрозуміло, на чому ж базуються райдужні плани міністерських чиновників. Чесно кажучи, і досягнення минулого року викликають подив: умови для приватних інвестицій створені не були, державні кошти на геологорозвідку практично не виділялися. Втім, геологорозвідка - сфера діяльності дуже інертна, і провали в політиці надрокористування останніх років проявляться в майбутньому. (Див. рис. 5 Додаток 1)
Тривожним сигналом є спад інтересу компаній до ведення бурових робіт. За підсумками 9-ти місяців минулого року обсяг розвідувального буріння в нафтовій галузі знизився на 37,9%, експлуатаційного - на 17,7%. Кількість введених в експлуатацію свердловин скоротилося на 18,1%.
Впала і інвестиційна активність. Якщо в 2001 році на нафтовидобуток доводилося 15,2% загальнопромислових інвестицій, то рік тому - 13,6%. Частка інвестицій в нафтопереробку скоротилася з 2,2% до 2,0%. І це на тлі загальної інвестиційної апатії у промисловості Росії.
У той же час продовжувала зростати високими темпами капіталізація провідних нафтових компаній Росії. За 2002 рік їх загальна вартість зросла з $ 41,4 млрд. до $ 61,7 млрд., на 48,9%. Внаслідок високих світових цін на нафту і змін в податковій системі податкове навантаження на 1 тонну видобутої в Росії нафти виросла в середньому з $ 37,6 у 2001 році до $ 44,8 в 2002-м (на 19%). До бюджету нафтові компанії внесли $ 17 млрд. податків (зрозуміло, в рублевому еквіваленті) - на $ 3 млрд. більше, ніж роком раніше.
Зміни в системі оподаткування нафтових компаній, випробувані в минулому році, дали досить дивний, але цілком зрозумілий результат. Податкове навантаження на одні компанії виросла чи не вдвічі, інші компанії платили податки у звичних розмірах.
Найяскравішим представником першої групи є «ЛУКОЙЛ»: за підсумками 9 місяців сума податків зросла у компанії на 88,2%. За оцінками «ЛУКОЙЛА», введення податку на видобуток обійшлася компанії в $ 0,5 млрд. додаткових податкових вилучень.
У той же час податкова реформа практично не вплинула на фінанси «ЮКОСу». І це при тому, що і в минулому компанія відрізнялася надзвичайно високою здатністю до «оптимізації» податкового навантаження.
Такий дивний, на перший погляд, розкол в рядах нафтовиків-платників податків має досить просте пояснення: саме «ЮКОС» був основним натхненником податкової реформи.
У році, що уряд пов'язує з нафтогазовим комплексом великі надії. Видобуток нафти має зрости до 390 млн. тонн, переробка - до 190 млн. тонн, видобуток газу - до 603-694 млрд. кубометрів. Але дуже багато чого буде залежати від ситуації на світових ринках. А вона сьогодні - в силу зовнішньополітичної нестабільності - абсолютно непередбачувана.
У 2003 році експортні потужності збільшилися на 600 кб / д і повинні збільшитися ще на 750 кб / д в 2004 і 2005 роках. За період з 2006 по 2008 роки щорічне зростання потужностей може незначно скоротитися і скласти 400 кб / д. Основні напрями, за якими передбачається розширення експорту в 2003-2005 роках включають:
· Розширення потужностей Балтійської трубопровідної системи до Приморська - з 600 кб / д в кінці 2003 року до 840 кб / д в даний час і до 1,0 млн. кб / д до кінця 2004 року;
· Розшивання вузьких місць при експорті нафти через Новоросійськ за рахунок будівництва додаткових 60 кб / д потужності в другій половині 2004 року і ще 50-60 кб / д - в 2005 році;
· Розшивання вузьких місць при експорті нафти через Туапсе на Чорному морі за рахунок збільшення потужностей на 100 кб / д шляхом поділу потоків легких сортів сибірської нафти;
· Збільшення пропускної здатності залізниці при вивезенні нафти компанією «Лукойл» в Висоцький та Калінінград, що дозволить збільшити поставки таким шляхом не менш ніж на 50 кб / д в 2004 році і ще на 65 кб / д в 2005 році;
· Подальше збільшення експорту по залізниці на 100 кб / д в 2004 році з урахуванням зростання поставок до Китаю;
· Будівництво нових потужностей в 100 кб / д на північній ділянці нафтопровідної системи «Дружба»;
· Використання потенціалу реверсивної транспортування з Адрії в систему «Дружба», що може додатково забезпечити 100 кб / д в 2005 році.
Тим не менш, стійке зростання обсягів видобутку в подальшому може виявитися більш проблематичним. Це буде залежати від інвестицій у видобуток і від того, з якими темпами вона розвиватиметься в таких регіонах, як Східна Сибір, російський сектор Каспійського моря, Баренцове море і Тимано-Печора. Інвестиції, у свою чергу, необхідні для будівництва і розширення експортних трубопроводів, зокрема, систем нафтопроводу «Дружба» і БТС. Часткове розширення системи БТС не забезпечить принципового збільшення експорту в більш віддаленій перспективі. Для забезпечення стійкого зростання виробництва до кінця десятиліття і диверсифікованість експортних ринків будуть потрібні рішення, здатні збільшити пропускну спроможність на 1 Мб / д. Ці рішення включають будівництво трубопроводів до азіатських ринків, з одного боку, і до Північної Америки через Мурманськ або альтернативний північний порт, з іншого. Розроблені раніше плани компаній-виробників щодо здійснення таких проектів загальмувалися.

2. Проблеми нафтової галузі РФ

2.1 Фактори, що впливають на внутрішній ринок

Важливим фактором, який впливає на стан внутрішнього ринку РФ, як показала статистика спостережень за ринком протягом багатьох років, став фактор який для зручності можна назвати так: «рівень світових цін на сиру нафту». Середньозважені значення обчислюються через нафтові біржі, а висока ціна на нафту «витягує» вгору і ціни на продукти її переробки, в першу чергу мазут і дизельне паливо (половина виробленого обсягу яких експортується з Росії). Система працює наступним чином: при різкому підвищенні цін на нафтопродукти і нафту, російські компанії прагнуть «вилити» на експорт більше нафти і нафтопродуктів (у кого вони є) при цьому потреби внутрішнього ринку в розрахунок не беруться, далі на внутрішньому ринку зростає ціна на нафту ( її стало менше), дорогу нафту «завели» на переробку (що виходять нафтопродукти також подорожчали), що експортуються обсяги вже нафтопродуктів оголюють ринок і ситуація призводить до зростання цін. Аналізуючи коливання світових цін на нафту за рік, рішень уряду щодо регулювання митних зборів і динаміку індексів цін внутрішнього ринку, фахівці центру виявили очевидну кореляцію між ними. Причому часовий лаг при різкому зростанні або падінні цін на нафту зазвичай становить від 10 до 14 днів. Сам внутрішній ринок нафтопродуктів зростає аж ніяк не швидкими темпами, радує тільки збільшення парку приватних автомобілів, що приводить у великих містах до зростання в секторі роздрібних продажів ПММ. Втім, конкурентоспроможність російських нафтопродуктів на європейському ринку викликає сумніви.

2.2 Причини непривабливості російських НК для зарубіжних інвесторів
У 2002 році Росія вийшла на 1-е місце у світі з виробництва нафти, обігнавши Саудівську Аравію. Складна політика маневрування, яку уряд вів в цьому році, дозволила робити істотний вплив на світовий нафтовий ринок. Ідейна підтримка ОПЕК і небажання до неї вступати, обіцянки стабільних поставок нафти в США і Китай, розвиток каспійських і шельфових проектів - ось основні «карти» у світовій нафтовій грі, які використовувала Росія. Зростання виробництва на листопад 2003 р. як у видобутку нафти так і в переробці обчислювався 10-11% (так само як і зростання експорту). У 2004 році очікуваний видобуток нафти в Росії складе 430-450 млн. тонн. Зараз приріст видобутку становить приблизно 10-10.5%. Жодна компанія зараз не знижує видобуток. Так «ЮКОС» і «Сибнефть» нарощують темпи видобутку. Збільшення видобутку нафти відбувається за рахунок впровадження нових методів розробки родовищ, прогресивних технологій. Зараз Росія збільшує і обсяг експорту. Товарні запаси в системі «Транснефть» і інших системах магістральних нафтопроводів оптимальні. Кожен квартал трубопровідна система збільшує перекачування нафти на експорт.
Судячи з базовими показниками, є приводи для оптимізму: видобуток газу в минулому році збільшилася на 4,5%, а нафти - на 10%; обидві галузі зростали швидше за ВВП; прибутку найбільших компаній за минулий рік зросли майже в 1,5 рази. Різко зріс інтерес до російських активів і з боку іноземців - транснаціональний гігант British Petroleum вже придбав ТНК, а ConocoPhillips планує стратегічні інвестиції в «ЛУКойл». Здавалося б, російські НК цілком могли б утворити стратегічний союз з провідними західними компаніями і з їх допомогою посилити свої позиції в міжнародному бізнесі. Однак отримати вигоду і стати врівень з «сім'ю сестрами» нашим компаніям навряд чи вдасться; швидше їм уготована роль навіть не доньок, а падчерок провідних світових ТНК, яких цікавить не менеджмент і не досвід російських компаній, а виключно те, що знаходиться в належних їм надрах. «Похід» до Росії для західних інвесторів - міра вимушена. Запаси і видобуток у розвинених країнах падають. Щоб підтримувати свою конкурентоспроможність, вони повинні реінвестувати в багаті вуглеводнями країни. Росія на тлі політично нестабільного Близького Сходу схожа на «тиху гавань», до того ж з недооціненими активами.
Що ж не так у наших нафтових і газових компаніях, якщо навіть при приголомшливою динаміку видобутку і шаленому інтерес західних галузевих інвесторів в них першу чергу бачать лише закопане в землю сировину?
Цифри зростання видобутку та прибутків є не свідченням успішного розвитку нафтогазового сектора, а швидше похідною від сприятливої ​​нафтової кон'юнктури: зміниться кон'юнктура - автоматично зміниться і ситуація в галузі. Сам же процес зростання поки правильніше називати відновленням. Здобуваючи нафти на чверть, а газу в 1,5 рази менше, ніж у радянські часи, ми вже майже навчилися правильно використовувати старі радянські активи, але поки не в змозі ні створювати нові, ні вирішувати стратегічні для галузі завдання. Про інфантильності нашого сучасного нафтогазового сектору свідчать дві проблеми, які лише поглиблюються із зростанням видобутку.
Перша з них - «вузькість» експортної труби. Росія практично єдина країна, яка видобуває нафту на континенті, і для експорту її доводиться переміщати по суші на 2500-3000 кілометрів. США теж видобувають континентальну нафту, але вони споживають нафту на місці, транспортне плече не перевищує 200-300 кілометрів. У всіх інших основних нафтовидобувних країн (Саудівської Аравії та ін) сухопутна транспортування теж складає 200-300 кілометрів. У нас плече в 2500-3000 кілометрів, і це дуже сильно тисне на економіку нафтових компаній. Середнє податковий тягар російських нафтових компаній з урахуванням транспортних витрат сьогодні значно вище, ніж у західних конкурентів.
Уряду потрібно поставити свій підпис під Мурманськ проектом. Чому це не робиться - величезна загадка. Ми сьогодні віддаємо нашим сусідам близько 8 мільярдів доларів на рік через знижки на ціну нафти (маються на увазі знижки з постачання в Центральну і Східну Європу по нафтопроводу «Дружба»). Це багато, державний бюджет через це недоотримує близько 3-4 мільярдів доларів на рік [1].
Можна розглянути цей проект і в більш широкому контексті - з урахуванням перспектив ємності наших ключових експортних ринків по сирій нафті. Сьогодні економічно ефективні ринки для Росії - це Європа, країни ближнього зарубіжжя. Але ні Європа, ні країни ближнього зарубіжжя не нарощують обсяги споживання нафти. Більш того, за останні десять років споживання нафти на цих ринках скоротилася. Всі трубопроводи, які реконструюються і будуються, і мурманський проект у тому числі, - це постачання нафти на той же самий ринок. А він не гумовий. Так, через Мурманськ трубу ми отримаємо додаткову ефективність за рахунок зниження наявних сьогодні знижок по «Дружбі», але кардинально питання не вирішиться. Більш перспективно східний напрямок. За територіальну приналежність наш ринок - це Китай і Далекий Схід. Але сьогодні транспортна складова - це 95 доларів за тонну, і без будівництва трубопровідної системи цей ринок економічно неефективний.
Потрібно не стільки збільшення сукупних пропускних потужностей експортних нафтопроводів, скільки обхід конкретних «вузьких місць». Самий кричущий приклад - це Босфор, де ми на просте танкерів в рік втрачаємо до 400 мільйонів доларів. Трубопроводи на Мурманськ і на схід зовсім не взаємовиключні - треба будувати обидва. Що стосується східного напрямку, то доцільно тягти нафтопровід до Знахідки і не обмежитися тільки цим, а обов'язково побудувати в районі Знахідки великий нафтопереробний завод - з прицілом на експорт нафтопродуктів в швидкорослі країни АТР, що не мають своєї нафтопереробки. Діючі НПЗ в Хабаровську і Комсомольську-на-Амурі не придатні для цієї мети - вони стоять не на «трубі».
Розраховуючи збільшити капіталізацію компаній, їх власники активно займаються передпродажною підготовкою і, зокрема, стрімко збільшують видобуток. Сьогодні потенціал для зростання ще досить великий, оскільки забезпеченість доведеними запасами обчислюється 25-30 роками.
Збільшення видобутку породило проблему обмеженості експортних можливостей. Більш того, скорочуються обсяги поставок через Босфорську протоку, призупинено експорт російської нафти через латвійський порт Вентспілс. Поставки нафти по системі трубопроводів «Транснафти» у Вентспілс неухильно скорочувалися починаючи ще з II кварталу 2002 р ., А в графік транспортування на I квартал 2003 р . порт, здатний перевалювати до 16 млн. т нафти на рік, взагалі не був включений. Причиною цього, за словами віце-президента «Транснафти» С. Григор 'єва, стала повне завантаження транспортної системи компанії в цьому напрямку. Та нафту, яка раніше йшла у Вентспілс, тепер надходить в російський порт в Приморську і в литовський Бутінге. За іншою версією, причина скорочення транспортування має політичне підгрунтя. Але в будь-якому випадку відновлення поставок навіть в повному обсязі не здатне задовольнити зростаючі апетити нафтових компаній. Через це експерти IEA навіть спрогнозували зниження темпів зростання видобутку в 2003 р . в порівнянні з попереднім роком.
Щоправда, «Транснефть» найближчим часом планує збільшити потужність російської системи магістральних нафтопроводів на 15 млн. т з нинішніх 174 млн. т за рахунок розширення порту Новоросійська, будівництва трубопроводів «Дружба - Адрія» і Омськ - Чарджоу, а також другої черги БТС. Зокрема, запуск другої черги БТС передбачав збільшення до кінця 2003 р . пропускної здатності системи до 18 млн. т на рік з нинішніх 13 млн., а до 2005 р . потужність БТС може зрости до 42 млн. т на рік.
Найбільш реальний проект збільшення в короткі терміни експортних поставок пов'язаний із заповненням сортом Urals трубопроводів, що використовуються для перекачування Siberian Light, що дозволить тільки за місяць збільшити експортну потужність системи на 10 млн. т на рік. Проти цього, щоправда, заперечує «Роснефть».
Таким чином, бажаний приріст пропускної здатності в 45 млн. т цього року може бути отриманий лише у разі реалізації всіх зазначених проектів. (Див. Таблицю 8 Додаток 1)
Є, звичайно, і альтернативні способи транспортування, наприклад водним транспортом або залізницею. ЮКОС в III кварталі експортував даними видами транспорту близько 20% видобутої нафти.
Обсяги залізничних перевезень нафти і нафтопродуктів в останні роки інтенсивно росли. Так, в 1999 р . по залізниці було перевезено 150 млн. т палива, в 2000 р . - 160 млн., у 2001-му - вже понад 170 млн. т. У 2002 р . по мережі російських залізниць тільки на експорт було відправлено 58 млн. т нафтопродуктів. Особливо великі обсяги перевозяться по дорогах, що ведуть до західних кордонів Росії: Жовтневої, Калінінградської, Горьківської, Московської, Північної і Куйбишевської.
У серпні 2001 р . вартість перевезення нафти до російських портів знизилася втричі, що дозволило збільшити її вивезення. Розширилася географія поставок: були задіяні і південні напрямки, причому поставки здійснювалися не тільки через російські порти, але і через Україну. Помітну частину експорту по залізниці зайняли поставки в Китай, лідером за якими є ЮКОС. У планах ЮКОСа збільшення поставок нафти китайської компанії Sinopec до 2,5 млн. т в 2004 р .; Поставки іншої китайської держкомпанії CNPC у виросли в 2003 році до 2 млн. т.
Для оцінки можливостей зростання обсягів транспортування по залізниці необхідно знати стан залізничного парку. За даними Асоціації власників рухомого складу, робочий парк цистерн в Росії налічує близько 180 тис. одиниць (з них 98 тис. - у приватних власників). У 2001 р . в Росії вироблено 2500 цистерн (з них 2077 на "Уралвагонзаводі»), за першу половину 2002 р . - 2200 (у тому числі 1800 на «Уралвагонзаводі»). Більше 2000 цистерн на рік для російських компаній виробляє український «Азовмаш». У підсумку парк вагонів-цистерн приростає приблизно на 6,5 тис. рік, що еквівалентно збільшенню обсягу перевезень не більше ніж на 4%, або 5-7 млн. т на рік. Додатковий приріст можливий за рахунок збільшення ефективності роботи залізниць.
Ще одним слабким місцем у схемі експорту є морські порти, через які перевалюються доставлені по трубі чи залізниці нафту і нафтопродукти. Пропускна здатність портів носить сезонний характер, вона сильно залежить від погодних умов. Так, Новоросійськ часто буває закритий через шторми, а порт в Приморську і зовсім є замерзаючим. (Див. Графік 1 Додаток 1)
Коливання пропускної здатності портів негативно позначаються на ефективності залізничних перевезень. Так, у середині лютого 2003 року понад 8 тис. вагонів з нафтоналивними вантажами простоювали на Далекосхідної і Північно-Кавказької залізниці. Аналогічна ситуація склалася і на перевалочних нафтобазах Естонської залізниці: майже 2,5 тис. російських цистерн чекали черги для розвантаження на станціях Мууга, Таллінн, Клайпеда, Маарду, при цьому більше 3 тис. вагонів з нафтоналивними вантажами були на шляху до портів республіки.
Через таких коливань уже який рік взимку відбувається затоварення внутрішнього ринку, в результаті чого внутрішні ціни на нафту падають в 2-3 рази. Це призводить до того, що компанії змушені консервувати свердловини. Подібна історія сталася в січні з Сургутнафтогазом: через перевиробництво накопичилося близько 750 тис. т нереалізованої нафти, що призвело до тимчасової зупинки видобутку.
Ще однією перешкодою на шляху збільшення видобутку нафти служить обмеженість попиту. Потреба Західної Європи в нафті відстає від збільшення виробництва в Росії. Як наслідок, минулий рік ознаменувався істотним розширенням географії експортних поставок. Зокрема, збільшився експорт у США і в країни АТР. Прибутковість таких поставок стала можливою значною мірою завдяки високим цінам на нафту. Приміром, Лукойл здійснював поставки з Новоросійська до Китаю, що навряд чи принесло б прибуток при середніх цінах 2001 р . Можливо, розширенням географії експорту та збільшенням частки залізничних поставок пояснюється зростання транспортних витрат ЮКОСа в III кварталі 2002 р. (див. Таблицю 9 Додаток 1)
При таких темпах зростання транспортних витрат збереження темпів зростання видобутку можливо лише при високих світових цінах на нафту.
У минулому році потужності «Транснафти» були завантажені повністю, а зараз майже третину нафти доводиться експортувати альтернативними видами транспорту, що підвищує вартість її доставки в 3-5 разів (див. Графік 2 Додаток 1). Будь-який затор в системі або в портах відразу ж обвалює внутрішній ринок нафти. «Євроцентричного» інфраструктури (більше 80% вітчизняних вуглеводнів експортуються в західному напрямку - до Європи і до Туреччини) теж створює цілий букет проблем. З кожним роком зростає плата за транзит цілої ланцюжку країн посередників. Ті не проти виторгувати для себе преференції, а тому чинять усілякі перешкоди російському експорту. Політична консолідація в рамках Євросоюзу і його розширення загрожує вітчизняним експортерам диктатом картелю споживачів. «Газпром» нещодавно був змушений піти на поступки і відмовитися в своїх довгострокових контрактах від пункту, що забороняв західним компаніям реекспорт газу; під питанням опинився і газпромівський проект Північноєвропейського трубопроводу - він погано вписується в розроблювану Євросоюзом концепцію розвитку газотранспортної інфраструктури. Через недосконалість транспортної інфраструктури одна тільки нефтянка щорічно напряму втрачає близько 5 млрд. доларів, в таку ж суму оцінюються і непрямі втрати.
Друга проблема - недостатні обсяги внутрішніх інвестицій і низькі темпи освоєння нових родовищ. Основний обсяг видобутку вітчизняних компаній припадає на відкриті і розвідані в радянські часи запаси, темпи ж розвідки та освоєння нових явно недостатні, щоб підтримувати видобуток в довгостроковій перспективі. При цьому слід розуміти, що вершки - у вигляді легкодоступних і багатих родовищ - ми вже зняли, так що собівартість нової нафти і газу буде вищою. Особливо погані в цьому сенсі справи у «Газпрому». В останні роки компанія ввела в дію лише одне велике родовище - Заполярне, інші, запущені ще в радянські часи, знаходяться в стадії зменшення видобутку.
При всьому при тому ліквідація «вузьких місць» виявляється більшою мірою завданням зовсім не нафтогазових компаній, а держави, яка взяла на себе ініціативу зі стратегічного керівництва найважливішим для нього сегментом економіки. Витягувати доходи з нафтової галузі у нас вже навчилися, а от керувати і реалізовувати якусь стратегію поки не дуже виходить. Заборонивши будівництво приватних трубопроводів, держава так і не запустило жодного власного проекту. Не було створено і механізму, стимулюючого інвестиції в розвідку і освоєння нових родовищ, - і чехарда з ліцензіями явно не сприяє його створенню. А бажання держави посилити свою участь і контроль над нафтогазовим сегментом економіки навряд чи надихне і дасть надію здорового інвестора (див. Графік 3 Додаток 1). І якщо посилення ролі держави в «Газпромі» в цілому можна розглядати як факт позитивний, що дозволяє консолідувати бізнес і полегшити вироблення довгострокової стратегії, то «справа ЮКОСа» і пресинг податкових вимог стали для приватних компаній сигналом на зниження інвестиційної активності і висновок прибутків з галузі та країни будь-якими способами, а для інвесторів - довгостроковим стимулом для гри на пониження [2].

2.3 Вплив реформи оподаткування на розвиток нафтової промисловості РФ

Російські нафтовики готові нарощувати видобуток сировини в найближчі років десять. Якщо тільки будуть дотримані дві умови - держава дозволить їм або вирішиться само кардинально розширити інфраструктуру експорту й не стане агресивно збільшувати податкове навантаження на галузь.
В останні роки російська нафтова галузь перетворилася на головну дійну корову економіки. За підсумками 2003 року обсяг податкових платежів нафтових компаній склав майже чверть доходів консолідованого бюджету Росії, а частка нафти і нафтопродуктів у загальному обсязі експортної виручки досягла 40%. За останні п'ять років обсяг видобутку виріс на 40% (до 420 млн. тонн) і не зниження не передбачається.
Реформа оподаткування галузі, що пройшла в 2002 році, привела до різкого збільшення фіскального навантаження на нафтовиків. Бюджетні надходження значно зросли, проте ні податківці, ні нафтові компанії не вважають нинішню систему оподаткування в галузі не тільки оптимальної, але навіть скільки-небудь розумної. Перші нарікають на те, що нинішні податки не справляються із завданням вилучення горезвісної ренти, яку в повному обсязі має отримувати держава як власник надр та природних ресурсів. Податок на видобуток корисних копалин (ПВКК) є інструментом вилучення до бюджету заздалегідь запланованої суми, але не відповідає тій суті, яку він повинен у собі нести, а саме вилучення ренти. Плюс цього податку - ефективність адміністрування. Вилучити ренту яким-небудь одним платежем неможливо, а ось оптимальна система зборів з нафтової промисловості могла б виглядати так. Перше - аукціонні бонуси (визначені на тендерній основі платежі за користування родовищами). Друге - орендні платежі (або податок на запаси, у відсотках від їх кадастрової вартості). Третє - ПВКК акцизного типу в сучасному вигляді, можливо, з деякими елементами диференціації (наприклад, в залежності від якості нафти і вартісної оцінки родовищ). І нарешті, четверте - це податок на додатковий прибуток (НДД), який «знімає» останню складову ренти, що залежить від цінової кон'юнктури ринку. Однак фіскальний ентузіазм податківців не був підтриманий не тільки нафтовиками, а й більшістю експертів.
За межами 2010-2012 років неминуче сильне вибуття запасів і родовищ. Буде потрібно різке збільшення інвестицій, які дуже чутливі до податкового тягаря. Нам слід уважно вивчити західний досвід стимулювання інвестицій - наприклад, канікули роялті. На нашому грунті це могло б виглядати, скажімо, як звільнення від ПВКК перших сотень тисяч тонн видобутку на нових ділянках родовищ.
Тим не менше поки що уряд демонструє наступальну тактику на податковому фронті. У травні 2004 року знову було прийнято рішення підвищити основні для галузі податки - ПВКК і експортні мита. Якщо в області низьких цін на нафту (до 20 доларів за барель) відбулося зниження податкового навантаження, то в області високих цін (більше 25 доларів за барель) податкове навантаження сильно зросла, перш за все за рахунок різкого зростання експортного мита.
Втім, нафтовиків хвилює не тільки сам рівень податкового навантаження, але і її несправедливість: плоска шкала ПВКК поширюється на компанії з абсолютно різними характеристиками сировинної бази. Існуюча податкова система не дозволяє вести рентабельну видобуток нафти до відбору проектних обсягів запасів і штовхає компанії на вибіркову розробку високопродуктивних ділянок. Випереджаючі темпи виробітку високопродуктивних пластів призводять до передчасного обводнення свердловин, захоронення в надрах розвіданих запасів. Свідчення того - наявний у Росії фонд непрацюючих свердловин (на початок 2004 року кожна четверта свердловина не працювала) і знижуваний вже протягом декількох десятків років коефіцієнт нафтовилучення. З іншого боку, діюча система не забезпечує вилучення надприбутку, що утворюється при розробці молодих родовищ, що знаходяться в сприятливих гірничогеологічних умовах. Плоска шкала дозволяє одним компаніям виплачувати величезні дивіденди, а іншим працювати - на мінімальною рентабельністю. Однак простих рішень проблема диференціації ПВКК або введення якихось інших податків адвалорного типу (тобто прив'язаних до вартісних показників роботи компаній, а не до тонн добутої нафти), на жаль, не має.
Але, як з'ясувалося, є й більш кричущі недолугості в оподаткуванні галузі. А саме потрібно невідкладно скасувати мито на вивезення нафтопродуктів. В іншому випадку з надіями на модернізацію і розвиток вітчизняної нафтопереробки можна попрощатися. Державі потрібно негайно скасовувати експортні мита на світлі нафтопродукти. Саме вони створюють контрстімули для розвитку нафтопереробки. Так, буде короткостроковий дефіцит бензину на внутрішньому ринку, але бензин можна імпортувати.
Ще зовсім недавно ринок цілком обгрунтовано як індикатор-орієнтира перспектив акцій нафтових компаній розглядав ціну на нафту, яка визначала рівень доходів і прибутку компаній. Тому зв'язок між рівнем цін на нафту і котируваннями акцій російських нафтових компаній була безпосереднім і значущою. Ростуть ціни на нафту - ростуть акції нафтових компаній.
Але цього року ситуація почала змінюватися. Була значно збільшено податкове навантаження за рахунок перегляду шкали експортних мит на нафту і нафтопродукти і підвищення податку на видобуток корисних копалин (ПВКК).
В даний час мито на експорт встановлює уряд у межах триступеневої шкали в залежності від ціни на нафту сорту Urals. При середній світовій ціні до $ 15 за барель мито не стягується, від $ 15 до $ 25 за барель - 35% від різниці між склалася ціною і 15 доларами. При ціні понад $ 25 за барель, $ 25,53 за тонну і 40% від перевищення рівня цін над $ 25. (Див. Таблицю 10 Додаток 1)
Нова шкала експортних мит виглядає наступним чином: при ціні нафти до $ 15 за барель експортне мито не стягуватиметься, при ціні від $ 15 до $ 20 за барель мито складе до 35% від різниці між фактичною ціною нафти і $ 15 за барель. В інтервалі цін від 20 до 25 доларів за барель буде встановлена ​​експортне мито в розмірі 45%. При ціні нафти понад $ 25 за барель мито буде підвищено до 65%. Підвищення експортного мита набуде чинності з 1 серпня поточного року, а ПВКК буде підвищений на 15% (з 347 руб. До 400 руб. За тонну) з 1 січня 2005 року [3]. (Див. Таблицю 10 Додаток 1)
У результаті цих фіскальних нововведень становище вітчизняних нафтових компаній зміниться, зростання експортних мит відіб'ється на фінансових результатах компаній вже за підсумками четвертого кварталу поточного року. Однак, в повній мірі нафтовики відчувають всі принади нового податкового режиму тільки в 2005 році, коли вступлять в дію поправки, що збільшують ставку ПВКК. Першим наслідком змін стане загальне зростання податкового навантаження на нафтові компанії - так якщо зараз при ціні в $ 30/бар. після виплати ПВКК і експортних мит нафтовики отримують $ 168 на тонну, то після введення нового податкового режиму ця цифра знизиться до $ 152. Тобто при ціні нафти в $ 30 за барель величина податкових виплат (мита + ПВКК) зросте майже на 30% - з $ 51 до $ 67 на тонну. Важливим також є зниження залежності доходів компаній від цін на нафту (особливо при їх високому рівні). Особливо значно зростають державні вилучення через експортні мита при перевищенні цін $ 25 за барель - в цьому випадку з кожного додаткового долара додатково вилучається на 25 центів більше у порівнянні з колишнім рівнем. Таким чином, враховуючи ці істотні госіз'ятія, можна говорити про перерозподіл надприбутків від високих цін на нафту на користь держави і появу особливого рівня експортної ціни ($ 25/bbl) - при перевищенні якого російські нафтовики практично не отримують додаткових доходів. (Див. Таблицю 11 Додаток 1)
Для компаній, які більшу частину нафти і нафтопродуктів поставляють на експорт (ЮКОС, Татнафта, Сургутнафтогаз), зниження доходів у 2005 році буде більш істотним. У той же час необхідно враховувати, що зростання експортних мит у поєднанні з суворою регламентацією використання експортних нафтопроводів, буде сприяти збереженню диспаритету експортних і внутрішніх цін на нафту, стимулюючи нафтові компанії постачати більше продукції на внутрішній ринок. Зростання пропозиції нафти, а відповідно і бензину, призведе до зниження цін на них на внутрішньому ринку, що також негативно позначиться на доходах компаній.
Зростання мит і ПВКК надасть також неоднаковий вплив на величину прибутку і рентабельність компаній - найбільше постраждають компанії з найвищими витратами (Татнафта, Сургутнафтогаз) [4]. (Див. Таблицю 12 Приложение1)
Виходячи з того, що, ймовірно, зростання податкового тягаря з'їсть весь виграш від підвищення цін на нафту, перспективи нафтової галузі дуже плачевні. На цьому тлі здаються більш привабливими акції Лукойла і Сибнефти - вплив підвищення податкового навантаження на фінансові результати компаній буде менш значним, ніж для решти нафтових компаній Росії.
Втім, проблема податків все-таки поступається за своєю гостротою проблеми транспортування нафти і наростаючого дефіциту трубопровідних експортних потужностей.
В економічному сенсі, найбільшою небезпекою для Росії є різке зниження цін на нафту. Російська економіка і система фінансів сконструйовані таким чином, що коли ціни на нафту падають, то всі сектори економіки виявляються у великій напрузі. Сьогодні, коли нафта коштує $ 50, Росії легко фінансувати багато програм і нарощувати золотовалютні резерви. Нафтові ціни тримаються на високому рівні через велику глобального попиту. У той же час, деякі з ключових постачальників, наприклад, близькосхідні країни і Венесуела, з тих чи інших причин не виробляють стільки нафти як раніше. Однак якщо зростання глобальної економіки сповільниться, ціни на нафту швидко впадуть. А коли ціни на нафту впадуть, і Росія захоче отримати доступ до світових ринків, російська економіка знов опиниться в скрутному становищі.
Для Росії серйозною проблемою також є питання інвестицій. Однак треба робити відмінності між державними і приватними інвестиціями. Нині підприємці, які купують зовнішні борги Росії, впевнені в здатності Росії погасити цей борг. Після реструктуризації 2000 року, ціни на російські боргові зобов'язання стали зростати, і з цим стала рости віра в державний сектор економіки країни. Для цього існують вагомі причини - держава має у своєму розпорядженні значні резерви, навіть існує бюджетний профіцит, курс рубля стабілізувався. Більша частина цих позитивних змін виникла завдяки грошам, отриманими за рахунок доходів від продажу нафти.
Однак сьогодні для Росії серйозною проблемою є залучення приватних іноземних інвестицій в свій приватний сектор. Довіра іноземних інвесторів у цьому секторі залежить від стану правової та інституційної структури російської економіки. По-перше, інвестори будуть спостерігати за тим, наскільки сильні організації та інститути, відповідальні за захист прав дрібних акціонерів. По-друге, повинна існувати впевненість у тому, що російський уряд визнає і погоджується з існуючим розподілом приватної власності. У світлі недавніх політичних подій в Росії, і особливо справи ЮКОСа, міжнародні інвестори стали виявляти значні сумніви, що уряд Росії згідно надавати їм безперешкодний допуск до власності, особливо в сфері природних ресурсів.
Поки невизначеність не закінчиться, приватні інвестори та організації будуть продовжувати позичати російській державі, проте інвестицій в економіку Росії буде надходити мало. Це може перетворитися на серйозну небезпеку для російської економіки вже в найближчому майбутньому. Росія не може нескінченно спиратися на доходи від продажу нафти і повинна розвивати інші сектори економіки, щоб коли ціни на нафту зменшаться, їй було на що спертися.
У найближчі п'ять років обсяги видобутку нафти в Росії будуть збільшуватися, однак темпи економічного зростання серйозно сповільняться. Причини очевидні: по-перше, це зниження рівня капіталовкладень у розвідку і розробку нових родовищ, які викликані поганим інвестиційним кліматом і зрослими політичними ризиками.
Нестримне нарощування видобутку вже в 2003 році створило нафтовим компаніям певні проблеми. На ринку виникло затоварення, і компаніям довелося навіть припиняти видобуток, а «Транснефть» тимчасово обмежила прийом нафти. У подальшому такі випадки будуть повторюватися все частіше. Ринки збуту додаткових обсягів нафти знаходяться поза межами Західної Європи, а вихід на них пов'язаний з додатковими транспортними витратами або колосальними інвестиціями в розвиток інфраструктури. Все це має сенс тільки при високих світових цінах на нафту. У зв'язку з цим нафтові компанії повинні переглянути свої плани щодо збільшення видобутку, а держава - сформулювати нарешті Енергетичну стратегію, яка повинна служити орієнтиром для приватних інвесторів.
2.4. Проблема підвищення якості російської продукції
Ціни на нафтопродукти на світових ринках, слідом за нафтовими, б'ють нові рекорди, але обсяг експорту нафтопродуктів з Росії скорочується. Причини цього феномена полягають в об'єктивних особливостях російської нафтової галузі, приреченої на експорт сировини на шкоду експорту продуктів переробки.
Виступаючи на спільному засіданні Ради безпеки і президії Держради РФ в лютому цього року, Володимир Путін говорив про що стоїть перед Росією загрозу «опинитися на узбіччі світового технологічного розвитку зі статусом сировинного донора розвинених країн». Результати діяльності нафтової галузі поки що підтверджують найгірші побоювання російського президента. За даними Федеральної митної служби, опублікованими на початку вересня, в першому півріччі 2004 р . експорт нафти з Росії зріс на 22.1% у порівнянні з тим же періодом минулого року, у той час як експорт нафтопродуктів знизився на 5.3%.
Іншими словами, нафтові компанії різко нарощують видобуток і експорт сировини, скорочуючи в той же час експорт продуктів переробки нафти. Хоча на світових ринках ціни на нафтопродукти, слідом за цінами на сиру нафту, тримаються на рекордно високих рівнях. І що найсумніше, надії на те, що нафтовики коли-небудь змінять свої переваги, майже немає.
Вивчивши структуру інвестицій провідних російських нафтогазових компаній в останні роки, експерти інституту відмовляють їм у праві називатися «вертикально-інтегрованими». «Фактично, у випадку з російськими компаніями, які називали" ВІНК », ми маємо справу з upstream-компаніями, не розвивають інші сегменти інтегрованого ланцюжка бізнесу, за винятком виробництв першої переробки. У сектор upstream входять видобуток і експорт сирої нафти, і цей напрямок нафтового бізнесу в Росії, на думку експерта, на довгі роки залишиться основним, якщо державна політика в цій сфері залишиться незмінною.
Російський мазут збитковий. До такого твердження наводить аналіз не тільки загальної динаміки, а й внутрішньої структури експорту нафтопродуктів. Як видно з таблиці 13 Додаток 1, експорт світлих нафтопродуктів (бензину і дизпалива) складає менше половини (43%) загального обсягу експорту. У тому числі на експорт бензину доводиться всього 6% обсяг експорту. При цьому слід зазначити, що дизпаливо, що вивозиться з Росії, відрізняється низькою якістю і продається на ринках Європи як газойль, тобто напівпродукт, призначений для подальшої переробки, і його ціна значно поступається цінами на європейські сорти дизпалива.
У той же час, до 35% в обсязі експорту російських нафтопродуктів становить мазут, також вельми низької якості, який використовується споживачами як напівпродукт для подальшого очищення і виділення світлих фракцій. Ціна на російський мазут на 30% нижче ціни на сиру нафту, і цей напрямок експорту є найменш перспективним, тому що попит на мазут в Європі поступово скорочується. Проте вихід мазуту на застарілих російських НПЗ, як і раніше дуже високий (32%), що у 6.4 рази вище, ніж у США (5%), і нафтові компанії змушені підтримувати цей збитковий експорт.
За рахунок мазуту загальна вартість на світових ринках кошика нафтопродуктів, що виробляються на російських НПЗ з однієї тонни нафти, виявляється на 10-15% нижче, ніж вартість однієї тонни сирої нафти. Ця обставина змушує нафтовиків скорочувати експорт нафтопродуктів і нарощувати експорт нафти. Наприклад, у червні цього року ЛУКОЙЛ ввів першу чергу терміналу у Висоцьку, призначеного для експорту 4.7 млн ​​т нафтопродуктів на рік. Але вивозить через нього, в основному, нафту, так як з'ясовується, що продукти, вироблені в Росії, коштують менше, ніж сировина, з якого вони виготовлені.
Якщо б виробничі показники російських НПЗ відповідали світовим аналогам, то вартість кошика нафтопродуктів, отриманих з 1 т нафти, опинилася б на 20-25% дорожче, ніж вартість тонни нафти. Але в Росії глибина переробки не перевищує 73%, а вихід світлих нафтопродуктів складає близько 55%, в той час як для західних країн нормальними вважаються показники, відповідно, 92% і 75%. І за десятиліття існування ВІНК ці показники зазнали дуже незначні зміни на краще, і то за рахунок вибуття найбільш зношених переробних активів (у 2003 р . сумарні потужності російських НПЗ скоротилися до 83.75% від рівня 1994 р .) [5].
Доречно поставити запитання: що заважає нафтовим компаніям вкладати більш значні кошти в модернізацію НПЗ і за рахунок цього збільшувати прибутковість свого бізнесу? Адже в останні роки вони не відчувають нестачі в коштах для інвестицій. Як з'ясовується, виною тому не тільки і не стільки небажання нафтовиків думати про завтрашній день і піклуватися про розвиток російського виробництва, скільки об'єктивні фактори, що заважають створенню повноцінних інтегрованих компаній, що розвивають всі ланки нафтового бізнесу, від видобутку до переробки і збуту.
З 25 російських НПЗ лише два (в Туапсе і Кирішах) знаходяться поблизу від морських терміналів, через які нафтопродукти можна відправляти на закордонні ринки з низькими витратами. Решта заховані глибоко всередині країни, і середнє плече доставки нафтопродуктів від них до морських портів становить близько 1.5 тис. км. Доставка по залізниці додає по $ 6-7 до собівартості кожного бареля нафтопродуктів, що відправляється на експорт.
Використання нафтопродуктопроводів вигідніше, але, по-перше, їх мережа недостатньо розвинена, а по-друге, навіть реалізація проектів з будівництва нових трубопровідних напрямів (на Новоросійськ і Приморськ) не дозволить знизити транспортні витрати але рівня, що забезпечує конкурентоспроможність експорту російських нафтопродуктів на європейських ринках , в порівнянні з експортом сирої нафти.
Виходить, що навіть якщо нафтові компанії вкладуть великі гроші в модернізацію своїх НПЗ (необхідні для цього суми становлять у середньому близько $ 500 млн. на одне підприємство), транспортні витрати все одно з'їдять ті 20-25% прибутку, які утворюються від продажу нафтопродуктів у порівнянні з продажем сирої нафти. Крім того, планам реконструкції діючих переробних потужностей не сприяє і політика влади, яка накладає експорт нафтопродуктів експортними митами. До недавнього часу ці мита становили 90% від ставки експортного мита на сиру нафту, проте в останні місяці уряд дещо знизило цю планку (до 65%).
Деякі економісти закликають уряд знизити експортні мита на нафтопродукти, особливо світлі, що створить стимули для розвитку нафтопереробки на території Росії. Але в діях уряду теж є своя логіка: від експорту сирої нафти вони отримують повноцінні доходи, а якщо експортні мита на нафтопродукти буде знижено, то та ж нафта буде вивозитися у вигляді нафтопродуктів, але вже без тих вливань до держбюджету, які сьогодні утворюються від експорту нафти. Таким чином, модернізацію НПЗ державі доведеться фактично оплачувати з держбюджету, на що уряд у найближчі роки навряд чи погодиться.
Єдиним виходом з цього замкненого кола могло б стати будівництво нових НПЗ, розташованих поблизу морських портів. Саме таким шляхом ідуть багато нафтові держави, розвиваючі експорт нафтопродуктів поряд з експортом сирої нафти. Кувейт, Саудівська Аравія, Венесуела, Алжир активно будують приморські НПЗ і збільшують частку експорту нафтопродуктів у загальному обсязі нафтового експорту. Проте в Росії таких проектів майже немає. «Роснефть» і «Сургутнефтегаз» вже кілька років обговорюють плани будівництва НПЗ в Приморську продуктивністю 10 млн. т на рік, проте він дозволить забезпечувати лише європейські ринки, і без того затоварені нафтопродуктами.
Щоб вийти на віддалені і більш вигідні ринки, потрібні НПЗ в глибоководних портах. Але у Росії поки немає таких портів. Протягом останніх років обговорюються проекти будівництва магістральних нафтопроводів в Знахідку і Мурманськ, але уряд ніяк не може прийняти по ним остаточного рішення. Що ж стосується розміщення НПЗ в кінцевих точках цих маршрутів, то ці питання, наскільки можна судити, поки що навіть не обговорюються. Це означає, що орієнтація країни на експорт сирої нафти закріпиться на багато років - до тих пір, поки в Росії не з'явиться 2-3 нових високоефективних приморських НПЗ.
У цих умовах не доводиться дивуватися, що російські компанії не поспішають вкладати гроші в модернізацію НПЗ. Як свідчить дослідження ІЕП, в період з 1995 по 2002 р . Р. інвестиції великих нафтових компаній в нафтовидобуток у 6-10 разів перевищували інвестиції в нафтопереробку. Навіть у закордонні НПЗ російські компанії вкладають грошей більше, ніж в російські, в розрахунку на тонну встановленої потужності підприємств ($ 13.5 в зарубіжні НПЗ і $ 10.8 - в російські). Що не дивно, враховуючи, що зарубіжні НПЗ знаходяться, в основному, поблизу від морських портів (Одеса, Бургас, Мажейкяй та ін) [6].
Висновок експертів ІЕП побічно підтверджують і самі нафтовики. Нафтопереробка не є самостійним бізнесом, вона - амортизатор для збереження обсягів видобутку нафти. Іншими словами, експорт нафтопродуктів потрібен не сам по собі, а як страховка для нафтових компаній на періоди зниження світових цін на нафту. У цих умовах експорт нафтопродуктів стає більш вигідним, ніж експорт нафти, і дозволяє компаніям пережити важкі часи.
Ніяких фундаментальних підстав для тривалого підтримання високих світових цін на нафту об'єктивно не існує, ризики швидкого і серйозного падіння світових цін надзвичайно великі. З урахуванням цих факторів експортно орієнтована upstream-стратегія розвитку нафтового сектора Росії, пропонована самими ВІНК, представляється невиправдано високою. Але Росії ще довго не вдасться знизити ці ризики, що робить як нафтовий сектор, так і всю національну економіку вельми залежною від кон'юнктури світового ринку нафти.
Основний обсяг вироблюваних на російських підприємствах нафтопродуктів не відповідає європейським стандартам. У 2002 р . із загального обсягу виробленої продукції на експорт спрямовано близько 75 млн. тонн нафтопродуктів. В основному це дизельні палива низької в порівнянні з європейськими вимогами якості за вмістом сірки (0,2% і вище), топковий мазут, базові масла, прямогонний бензин, вакуумний газойль та інші відносно дешеві продукти, що користуються попитом на Заході. Частка ж товарних нафтопродуктів, які відповідають сучасним вимогам, вкрай мала.
Основною причиною щодо низької якості є як відстала структура нафтопереробки на більшості російських НПЗ, де для облагороджування продуктів використовується в основному каталітичний реформінг бензинів, гідроочищення дизельних палив, так і відсутність сучасних двигунів, що випускаються в Росії. Дуже низька частка деструктивних процесів: каталітичного крекінгу вакуумного газойлю, гідрокрекінгу. Ступінь завантаження вторинних процесів не досягає оптимального рівня. У той же час слід відзначити і позитивні тенденції останніх років як по збільшенню обсягів переробки нафти, так і за структурою випускаються нафтопродуктів. Зі збільшенням обсягів переробки нафти, виробництва автомобільних бензинів і дизельних палив, якісно змінилася структура випускаються палив: - по автомобільних бензинів у бік зростання обсягів високооктанових бензинів (92 і вище); - збільшується виробництво дизельних палив, що відповідають європейським нормам за вмістом сірки (менше 0,035 %). При цьому слід зазначити, що ряд нафтопереробних підприємств галузі мають технічні можливості для виробництва екологічно чистих дизельних палив з вмістом сірки менше 0,035%, але з-за свого географічного положення, відсутність внутрішнього попиту, не справляють його, зазначив заступник начальника управління Міненерго. За обсягом первинної переробки нафтової сировини Росія займає 4 місце в світі після США, Китаю, Японії. Сумарна потужність первинної переробки нафти в Росії становить близько 266 млн. тонн, у тому числі 255,7 млн. тонн - потужності 27 нафтопереробних підприємств у складі нафтових компаній. По території Россі потужності НПЗ розміщені вкрай нерівномірно.
Низька якість російської нафти може поставити під удар бюджетні плани уряду. Зростання цін на нафту, що охопив світовий ринок, на нашій країні відбивається все менше. Ціни на основний російський сорт нафти - «Юралс» падають щодо світових. Споживачі воліють платити дорого за більш якісні сорти.
Останні поставки російської «Юралс» з Приморська британська BP продала американської ExxonMobil з дисконтом проти класичної «Брент» $ 5,5 за барель. Ще недавно «ЛУКОЙЛ» продавав свої поставки з дисконтом $ 4,5. Але навіть цей показник виглядає загрозливим для російських нафтовиків. Звичайна знижка, яку покупці виплачують за російський сорт в порівнянні з «Брентом», коливається близько 2 доларів за барель. Але іноді російські продавці навіть отримують премію, оскільки «Юралс» торгується вище «Брента». Але зараз ніхто таку премію платити не збирається.
Трейдерам не потрібна сірчиста нафта з Росії. І судячи з усього, найближчим часом вони не матимуть проблем з постачаннями. За інформацією, поширеною агентством Reuters, на європейський ринок насуваються великі обсяги сірчистої нафти з Саудівської Аравії та Ірану, які посилять депресивні настрої покупців. А саме вони зараз правлять бал у Європі. Сюди йде приблизно 90% російського експорту нафти. Висновок жовтневих контрактів проходить нервово. Все це зайвий раз доводить, що на світовому ринку немає дефіциту нафти [7].
2.5 Діяльність НК ЮКОС і її роль в нафтовій промисловості Росії
За підсумками 2003 року НК ЮКОС - лідер з видобутку нафти серед російських компаній. Частка НК ЮКОС в сукупній видобутку нафти в Росії в 2003 році склала 19,5%.
У цілому по компанії 2003 році обсяг видобутку нафти і газового конденсату склав 80,8 млн. тонн (591 млн. барелів), включаючи частку НК ЮКОС у видобутку залежних компаній, які обліковуються за методом пайової участі в обсязі 0,8 млн. тонн (5 , 9 млн. барелів), що на 16,3% більше обсягу видобутку в 2002 році.
Обсяг видобутку газу, включаючи частку НК ЮКОС у видобутку залежних компаній, збільшився з 2,39 млрд. куб. м. (84,3 млрд. куб. футів) у 2002 році до 5,65 млрд. куб. м. (199,7 млрд. куб. футів) у 2003 році, включаючи частку НК ЮКОС у видобутку залежних компаній в обсязі 0,86 млрд. куб. м. (30,4 млрд. куб. футів).
Обсяг експлуатаційного буріння в 2003 році склав 1036600 метрів, не включаючи частку НК ЮКОС в бурінні залежних компаній, що на 10,1% вище аналогічного показника попереднього року. У 2003 році в експлуатацію було введено 356 нових свердловин (335 свердловин в 2002 році), не включаючи частку НК ЮКОС у введенні свердловин залежних компаній.
Обсяг нафтопереробки в 2003 році збільшився на 15,7% в порівнянні з 2002 роком і склав 38,1 млн. тонн (279 млн. барелів).
Вихід світлих нафтопродуктів на нафтопереробних заводах НК ЮКОС, включаючи Mazeikiu Nafta, склав у 2003 році 60,60% в порівнянні з 58,78% у 2002 році. Без урахування Mazeikiu Nafta вихід світлих нафтопродуктів у 2003 році склав 57,84%.
У 2003 році експорт нафти за територію Російської Федерації, включаючи поставки на Mazeikiu Nafta, склав 49,2 млн. тонн (359 млн. барелів), що на 33,6% перевищує показник 2002 року. Експорт нафтопродуктів за територію Російської Федерації в 2003 році склав 11,9 млн. тонн (83 млн. барелів), що на 15,1% перевищує показник 2002 року.
Зарубіжна реалізація нафти НК ЮКОС у 2003 році склала 43,0 млн. тонн (314 млн. барелів), що на 21,1% перевищує показник 2002 року. Обсяг зарубіжної реалізації нафтопродуктів у 2003 році склав 18,1 млн. тонн (131 млн. барелів), що на 47,5% вище показника 2002 року в основному через включення в обсяги зарубіжної реалізації нафтопродуктів НК ЮКОС продажів Mazeikiu Nafta в обсязі 6 , 5 млн. тонн (50 млн. барелів).
Обсяг реалізації нафтопродуктів на внутрішньому ринку в 2003 році склав 17,9 млн. тонн (136 млн. барелів), що на 4,0% нижче, ніж у 2002 році.
Девіз ЮКОСу - оновлення і зростання виробництва в усіх напрямках діяльності. Вже не перший рік поспіль компанія домагається значного приросту обсягів видобутку нафти (за підсумками 2003 року обсяг видобутку нафти НК ЮКОС склав 80,8 млн. тонн (591 млн. барелів), включаючи частку НК ЮКОС у видобутку залежних компаній, які обліковуються за методом пайової участі в обсязі 0,8 млн. тонн (5,9 млн. барелів), що на 16,3% більше обсягу видобутку в 2002 році.
Обсяг нафтопереробки в 2003 році збільшився на 15,7% в порівнянні з 2002 роком і склав 38,1 млн. тонн (279 млн. барелів). Збільшення обсягу нафтопереробки в основному пов'язано з включенням в операційні результати НК ЮКОС обсягу переробки литовської компанії Mazeikiu Nafta в 2003 році в розмірі 7,2 млн. тонн (52 млн. барелів). (Див. Таблицю 1 Додаток 2).
Головне завдання, яке стоїть перед нафтовидобувним комплексом ЮКОСа, - зниження собівартості видобутку нафти. Вона успішно вирішується за допомогою застосування передових технологій, поліпшення якості ремонту свердловин, підвищення нафтовіддачі пластів, а також впровадження передових технологій використання попутного газу, в тому числі застосування газотурбінних установок малої потужності для вироблення електроенергії.
У II кварталі 2004 року обсяг видобутку нафти і газового конденсату НК ЮКОС склав 21,3 млн. тонн (156 млн. барелів), включаючи частку НК ЮКОС у видобутку залежних компаній, які обліковуються за методом пайової участі в обсязі 0,4 млн. тонн ( 3,2 млн. барелів), що на 8% більше обсягу видобутку за аналогічний період 2003 року.
У першому півріччі 2004 року обсяг видобутку нафти і газового конденсату НК ЮКОС склав 42,4 млн. тонн (310 млн. барелів), включаючи частку НК ЮКОС у видобутку залежних компаній, які обліковуються за методом пайової участі в обсязі 0,8 млн. тонн ( 6,1 млн. барелів), що на 8,7% перевищує результати першого півріччя 2003 року. (Див. Таблицю 2 Додаток 2)
Обсяг нафтопереробки в II кварталі 2004 року збільшився на 7,7% в порівнянні з II кварталом 2003 року і склав 9,6 млн. тонн (70 млн. барелів). Обсяг нафтопереробки в першому півріччі 2004 року збільшився на 7,2% в порівнянні з аналогічним періодом попереднього року і склав 19,4 млн. тонн (142 млн. барелів).
Обсяг видобутку газу збільшився на 28,9% - з 1,15 млрд. куб. м. (40,7 млрд. куб. футів) в II кварталі 2003 р . до 1,49 млрд. куб. м. (52,5 млрд. куб. футів) в II кварталі 2004 року, включаючи частку НК ЮКОС у видобутку залежних компаній в обсязі 0,45 млрд. куб. м. (15,9 млрд. куб. футів).
Обсяг видобутку газу за перші 6 місяців 2004 року збільшився на 23,1% - з 2,66 млрд. куб. м. (93,9 млрд. куб. футів) у першому півріччі 2003 року до 3,27 млрд. куб. метрів (115,6 млрд. куб. футів) у першому півріччі 2004 року, включаючи частку НК ЮКОС у видобутку залежних компаній в обсязі 0,86 млрд. куб. м. (30,5 млрд. куб. футів).
У II кварталі 2004 року зарубіжна реалізація нафти НК ЮКОС склала 11,8 млн. тонн (86 млн. барелів), що на 3,1% перевищує показник за аналогічний період 2003 року. Внутрішньогрупові поставки нафти на Mazeikiu Nafta в обсязі 1,5 млн. тонн (11 млн. барелів) та інші внутрішньогрупові поставки були виключені з обсягів зарубіжної реалізації нафти НК ЮКОС в II кварталі 2004 року.
У першому півріччі 2004 року обсяг зарубіжної реалізації нафти НК ЮКОС склав 23,6 млн. тонн (173 млн. барелів), що на 11,4% вище аналогічного показника за відповідний період 2003 року. У обсяги зарубіжної реалізації нафти не включалися внутрішньогрупові поставки нафти на Mazeikiu Nafta в обсязі 3,5 млн. тонн (26 млн. барелів) та інші внутрішньогрупові поставки.
Обсяг зарубіжної реалізації нафтопродуктів в II кварталі 2004 року склав 4,6 млн. тонн (35 млн. барелів), що на 9,7% вище показника II кварталу 2003 року. Обсяг реалізації нафтопродуктів на внутрішньому ринку в II кварталі 2004 року склав 4,1 млн. тонн (32 млн. барелів), що на 6,1% нижче, ніж в II кварталі 2003 року.
Обсяг зарубіжної реалізації нафтопродуктів у першому півріччі 2004 року склав 9,4 млн. тонн (71 млн. барелів), що на 17,2% вище аналогічного показника за перше півріччя 2003 року. Обсяг реалізації нафтопродуктів на внутрішньому ринку за перші 6 місяців 2004 року склав 7,9 млн. тонн (61 млн. барелів), що на 10,7% нижче у порівнянні з результатом за перші 6 місяців 2003 року.
У II кварталі 2004 року експорт нафти за територію Російської Федерації, включаючи поставки на Mazeikiu Nafta, склав 13,3 млн. тонн (97 млн. барелів), що на 7,5% перевищує показник за аналогічний період 2003 року. Експорт нафтопродуктів за територію Російської Федерації в II кварталі 2004 року склав 3,0 млн. тонн (21 млн. барелів), що на 2,8% нижче показника за аналогічний період 2003 року.
У першому півріччі 2004 року обсяг експорту нафти за територію Російської Федерації, включаючи поставки на Mazeikiu Nafta, склав 26,8 млн. тонн (196 млн. барелів), що на 13,3% вище рівня першого півріччя 2003 року. Експорт нафтопродуктів за територію Російської Федерації у першому півріччі 2004 року склав 5,8 млн. тонн (42 млн. барелів), що на 9,4% більше показника за відповідний період 2003 року.
Вихід світлих нафтопродуктів на нафтопереробних заводах НК ЮКОС, включаючи Mazeikiu Nafta, в II кварталі 2004 року склав 59,73% в порівнянні з 59,89% в II кварталі 2003 року. Без урахування Mazeikiu Nafta вихід світлих нафтопродуктів в II кварталі 2004 року склав 58,65% в порівнянні з 58,10% у другому кварталі 2003 року.
Вихід світлих нафтопродуктів на нафтопереробних заводах НК ЮКОС, включаючи Mazeikiu Nafta, за перші 6 місяців 2004 року склав 61,77%, в порівнянні з 60,30% за відповідний період 2003 року. Без урахування Mazeikiu Nafta вихід світлих нафтопродуктів в першому півріччі 2004 року склав 58,76% в порівнянні з 57,92% за аналогічний період попереднього року.
У II кварталі 2004 року обсяг експлуатаційного буріння, не включаючи частку НК ЮКОС в бурінні залежних компаній, склав 227 500 метрів, що на 27,5% менше в порівнянні з II кварталом 2003 року. У II кварталі 2004 року в експлуатацію було введено 76 нових свердловин в порівнянні з 95 свердловинами в другому кварталі 2003 року, не включаючи частку НК ЮКОС у введенні свердловин залежних компаній.
У першому півріччі 2004 року обсяг експлуатаційного буріння НК ЮКОС без урахування обсягів буріння залежних компаній склав 397,2 тис. метрів, що на 26,1% менше відповідного показника першого півріччя 2003 року. У першому півріччі 2004 року НК ЮКОС ввела в експлуатацію 141 нову свердловину в порівнянні з 168 свердловинами за перше півріччя 2003 року.
НК ЮКОС займає одне з провідних місць серед вітчизняних нафтових компаній за обсягами запасів нафти. Згідно незалежній оцінці компанії DeGolyer and MacNaughton, нафтова компанія ЮКОС відшкодувала 338% обсягів своєї видобутку в 2003 році і збільшила доведені запаси нафти і газу до 16,0 млрд. барелів нафтового еквівалента за методологією Товариства інженерів-нафтовиків (SPE). За методологією американської Комісії з цінних паперів і бірж США (SEC) відшкодування запасів склало 420%, а доведені запаси нафти і газу зросли до 13,0 млрд. барелів нафтового еквівалента.
Значні запаси нафти і газу залишаються важливою конкурентною перевагою НК ЮКОС, яке дозволить компанії і надалі зберігати лідерство у вітчизняному нафтовому бізнесі. Безпрецедентний для НК ЮКОС рівень капітальних вкладень в цьому році націлений не тільки на виконання плану видобутку в обсязі 90 млн. тонн, але і на активну відшкодування запасів.
ЮКОС веде геологорозвідувальні роботи в межах Ханти-Мансійського автономного округу, на території Томської, Тюменської, Самарської, Саратовської, Оренбурзької областей і Красноярського краю. Пошук йде на Арктичному шельфі, шельфах Каспійського і Чорного морів, на Західній Камчатці, в Евенкії і на півострові Ямал. Досліджується можливість розробки родовищ у деяких зарубіжних країнах.
Сукупна потужність переробних заводів забезпечує Компанії безумовне лідерство в області виробництва нафтопродуктів і повністю задовольняє її потреби у переробці сирої нафти, залишаючи достатньо можливостей для маневру. Тому НК ЮКОС не прагне до екстенсивного нарощування потужностей, концентруючи зусилля на підвищенні ефективності нафтопереробки, поліпшення асортименту продукції, що випускається.
Постійна увага приділяється підвищенню якості та екологічних характеристик що випускаються нафтопродуктів. Ще в 1996 році ЮКОС став першою в Росії компанією, повністю відмовилася від випуску етилованого бензину, що було гідно оцінено споживачами. Сьогодні жоден з бензинів, що випускаються не містить добавок свинцю. Дизельне паливо, вироблене нафтопереробними заводами ЮКОСа, містить не більше 0,2% сірки - це один з кращих показників для російських НПЗ. І в новому році особливу увагу буде приділено якісним параметрам нафтопродуктів, в першу чергу на це будуть спрямовані інвестиції.
У 2002 році на ринку з'явилися автомобільні масла U-tech. Нова лінійка - плід спільної роботи фахівців НК ЮКОС, провідних зарубіжних виробників масел і пакетів присадок і вітчизняних автовиробників.
В останні роки була проведена істотна реорганізація збутової мережі. Реалізація нафтопродуктів виділена в самостійний вид бізнесу, що зажадало зміни менеджерських підходів та організаційної структури. Серйозну увагу приділено розвитку регіональної збутової мережі, оптимізації транспортних схем; більш оперативним став маркетинг регіональних ринків нафтопродуктів.
Ефективне використання Компанією принципів корпоративного управління призвело до зростання вартості компанії вже у 2000 році. У травні 2002 року НК ЮКОС очолила список з чотирьох найбільших російських компаній в FT 500 - щорічному рейтингу найдорожчих компаній світу, опублікованому впливової Financial Times. У січні 2003 року міжнародне кредитне рейтингове агентство Moody's Investors Service присвоїло нашої компанії найвищий довгостроковий кредитний рейтинг за зобов'язаннями в іноземній валюті серед приватних російських компаній - Ba2 (прогноз зміни рейтингу - «стабільний»). (Див. Таблицю 3 Додаток 2)
У липні 2003 року в рейтингу кращих компаній світу Global 500 американського ділового журналу Fortune вперше в історії світової економіки російська компанія - ЮКОС - названа світовим лідером з повернення капіталовкладень і другий у світі за рентабельності продажів.
У січні 2004 року ЮКОС був удостоєний ще однієї престижної міжнародної премії: журнал «IR Magazine», одне з найбільших британських видань для професіоналів інвестиційного співтовариства, оголосив про вручення нагород IR Magazine Awards 2004. Наша компанія була визнана кращою в трьох з чотирьох номінацій премії.
Нарешті, в травні 2004 року ЮКОС знову став першою приватною російською компанією в щорічному рейтингу FT 500 і зайняв друге місце в аналогічному рейтингу Financial Times по Східній Європі і є одинадцятою компанією в світі в нафтогазовому секторі.

3. Перспективи розвитку нафтового комплексу РФ
3.1 Розвиток експортних напрямків російської нафти
В даний час основним ринком експорту російської нафти і нафтопродуктів є Європа. На цей ринок припадає близько 90% експорту у зв'язку з тим, що склалася транспортна інфраструктура країни орієнтована на задоволення потреб цього регіону.
Ринок нафти країн Західної та Центральної Європи залишиться для Росії найбільшим і в майбутні 20-25 років.
У той же час, частка країн АТР в експорті російської нафти зросте з 3% в даний час до 30% в 2020 році за рахунок збільшення експорту з Сахаліну і з нових родовищ Східного Сибіру і Якутії.
На Далекосхідному напрямку ведуться роботи зі створення оптимальної транспортної інфраструктури для освоєння нафтогазових ресурсів у районі острова Сахалін в рамках проекту «Сахалін-1» і «Сахалін-2».
В даний час найбільш динамічно розвивається газом у Далекосхідному регіоні Російської Федерації - «Сахалін-2». У рамках проекту в 1999 році вперше в історії Росії почався промисловий видобуток нафти з встановленої на шельфі стаціонарної платформи. Протягом п'яти виробничих сезонів в Японію, Китай, Південну Корею, Тайвань, США, Філіппіни було поставлено близько 6,7 млн. тонн високоякісної нафти.
Передбачаються такі основні напрями розвитку систем транспортування нафти:
Північно-Балтійський напрямок - будівництво третьої черги Балтійської трубопровідної системи з поетапним збільшенням потужності напряму з 42 до 50 млн. тонн до кінця поточного року і до 62 млн. тонн нафти в кінці 2005 року. Роботи з розширення цієї системи проводяться з урахуванням пропускної здатності транспортних маршрутів по басейну Балтійського моря і вимог міжнародної конвенції щодо безпеки транспортування нафти і нафтопродуктів.
Крім того, розпочато передпроектні роботи щодо обгрунтування створення нової трубопровідної системи в напрямку Баренцева моря експортної потужністю до 120 млн. тонн нафти на рік для виходу на ринки США і Європи.
Згідно з прогнозами, споживання нафти і нафтопродуктів в країнах АТР до 2010 року зросте до 1510 млн. тонн, до 2020 року - до 1970 млн. тонн, а до 2030 року - до 2205 млн. тонн. Тому на східносибірському напрямку - ведеться розробка ТЕО будівництва унікальної нафтопровідної системи Східний Сибір - бухта Перевозна (Находка) протяжністю близько 4160 км , Потужністю до 80 млн. тонн на рік і орієнтовною вартістю близько $ 15 млрд. у цінах 2004 року для виходу на нові ринки Азіатсько-Тихоокеанського регіону. Введення в експлуатацію цієї нафтопровідної системи дозволить прискорити формування нових центрів видобутку нафти в Східному Сибіру і республіці Саха (Якутія).
Каспійсько-Чорноморсько-Середземноморське напрямок планується розвивати шляхом збільшення пропускної спроможності трубопроводу Атирау - Самара до 25 - 30 млн. тонн нафти на рік. Розглядається проект розширення потужності системи ЗАТ «Каспійський трубопровідний консорціум» до 67 млн. тонн на рік.
З урахуванням обмежених пропускних можливостей проток Босфор і Дарданелли на Центрально-Європейському напрямку ведуться роботи з інтеграції трубопровідних систем «Дружба» і «Адрія» з метою поетапного (5-10-15 млн. тонн на рік) збільшення експорту нафти з Росії та країн СНД через нафтоперевалочний термінал у порту Омішаль (Хорватія), минаючи чорноморські протоки.
Досягнення намічуваних рівнів видобутку нафти в країні і відповідного розвитку геологорозвідувальних робіт та транспортної інфраструктури вимагає значного зростання інвестицій. Мінімальні орієнтовні рівні інвестицій у нафтовий сектор на період до 2020 року становлять $ 200-210 млрд., з них у видобуток нафти - $ 155-160 млрд., в переробку - $ 19-21 млрд., у транспорт нафти - близько $ 27 млрд.
За підписаною угодою Китаю будуть гарантовані поставки російської нафти протягом 25 років. А російський бюджет отримає від угоди $ 60 млрд. Визначилася ситуація і з будівництвом східних трубопроводів. Китайський лідер приїхав до Росії раніше свого японського колеги і тим самим дав незаперечна перевага напрямку Ангарськ-Дацин.
«ЮКОСу» вдалося прилаштувати в Китай майже дворічний обсяг видобутку нафти всій Росії. Угода, підписана головою правління "ЮКОСа" Михайлом Ходорковським і президентом китайської CNPC Ма Фуцаем, передбачає, що в 2005-2010 роках в Дацин буде йти по 20 млн. тонн на рік, а потім - по 30 млн. тонн. У результаті за 25 років трубопровід перевезе 700 млн. тонн російської нафти, а в минулому році країна здобула 379 млн. тонн. «Ми погодили основні параметри угоди. Вона принесе нам $ 150 млрд., з яких $ 60 млрд. отримає російський бюджет », - підраховує Михайло Ходорковський. Ці мільярди від китайців не останні.
China-Oil підписала договір з «ЮКОСом» про постачання нафти по залізниці, за яким китайці отримають ще 6 млн. тонн нафти вартістю $ 1,1 млрд [8].
Домовленість "ЮКОСа" з китайською компанією - це один з високих акордів візиту китайського керівника в нашу країну. Експорт російської нафти на Схід давно став зовнішньополітичним питанням.
В даний час «ЮКОС» щорічно видобуває 15 мільйонів тонн зі своїх родовищ у Томській області, в планах компанії збільшити до 13 мільйонів тонн видобуток нафти в Красноярському краї (Евенкійський автономний округ) і до 18 мільйонів тонн видобуток нафти в Якутії.
3.2 Перспективні проекти експортної діяльності НК ЮКОС
Майбутнє НК ЮКОС пов'язане з освоєнням найбагатших запасів нафти і газу Східного Сибіру, ​​відкриттям нових експортних напрямків, розвитком нового для ЮКОСа бізнесу - виробництва електроенергії.
Реалізацією одного з останніх проектів, націлених на перетворення ЮКОСу в нафтогазову енергетичну компанію, стало введення в дію в червні 2002 року Лугінецкой газокомпресорної станції для утилізації попутного нафтового газу, що видобувається Компанією на території Томської області. Потужність Лугінецкой станції - 1,5 млрд. куб. м. газу на рік. Отриманий ЮКОСом газ надходить в Єдину газотранспортну систему Росії. Його споживачами стануть промислові підприємства та електростанції, які використовують його в якості палива, а також населення міст та селищ Західного Сибіру та Алтаю.
Один з найбільш масштабних проектів Компанії на найближчу п'ятирічку - будівництво нафтопроводу в Китай потужністю 30 млн. тонн на рік і орієнтовною вартістю $ 1,7 млрд. Для розвитку інших напрямків експорту, альтернативних відвантаженнях через Чорне море, ЮКОС приступив до реалізації реконструкції нафтопроводу «Адрія» , що дозволяє поставляти російську нафту безпосередньо в Адріатичне море через хорватський порт Омішаль. (Див. рис. 1 Додаток 2)
У грудні 2002 року голова правління ЮКОСа Михайло Ходорковський, президент "Лукойлу" Вагіт Алекперов, президент Сибнефти Євген Швідлер і виконавчий директор ТНК Герман Хан підписали «Меморандум про взаєморозуміння з питання створення нафтопровідної системи для транспортування нафти через морський нафтоналивний термінал у районі Мурманська». Інформаційні агентства всього світу назвали цю подію «новиною № 1». Значення проекту полягає в тому, що в особі ЮКОСа і інших компаній-учасників Росія повинна напряму вийти на американський нафтовий ринок.
В даний час розглядаються два варіанти маршруту трубопроводу: Західна Сибір - Ухта - Мурманськ протяжністю 3600 кілометрів і Західна Сибір - Уса - Мурманськ (через Біле море) протяжністю 2500 кілометрів .
У квітні 2002 року ЮКОС придбав 49% акцій державної словацької трубопровідної компанії Transpetrol - оператора магістральних нафтопроводів на території Словаччини. Це дозволяє ЮКОСу забезпечити безперебійні поставки по одному з найбільш перспективних експортних напрямків російської нафти в Європі. Річний видобуток нафти в 75-80 млн тонн і газу в обсязі 15 млрд кубометрів, виробництво 13 млрд кВт / год електроенергії, 1600 фірмових АЗС по всій країні - таким буде ЮКОС у 2005 році, перетворившись на повноцінну енергетичну компанію.
3.2.1 Нафтопровід Західна Сибір - Мурманськ
Один з найпомітніших «нафтових» проектів останніх років - будівництво нафтопроводу Західна Сибір - Мурманськ. ЮКОС бере участь в цьому проекті спільно з трьома іншими найбільшими нафтовими компаніями Росії. 27 листопада 2002 в Москві голова правління ВАТ «НК« ЮКОС »Михайло Ходорковський, президент ВАТ« ЛУКОЙЛ »Вагіт Алекперов, президент ВАТ« Сибнефть »Євген Швідлер і виконавчий директор ВАТ« ТНК »Герман Хан підписали« Меморандум про взаєморозуміння з питання створення нафтопровідної системи для транспортування нафти через морський нафтоналивний термінал у районі Мурманська ».
Підписання цього документа було названо міжнародними інформаційними агентствами новиною № 1. Вперше у вітчизняній історії чотири найбільші нафтові компанії об'єдналися для вирішення загальнонаціональної задачі, здатної змінити світовий статус Росії як країни-експортера.
Сторони домовилися про розробку узгодженого варіанту Декларації про намір за проектом (ДОН) до квітня 2003 року. Після цього буде прийнято рішення про подальше проектування, здійснено вибір оптимального маршруту трубопроводу, узгоджені основні вимоги до об'єктів нафтопровідної системи та підготовлено детальний графік реалізації проекту.
Мурманськ на території Росії - єдиний незамерзаючий порт з 60-кілометрової закритої бухтою і унікальними глибинами, через який можна щорічно відвантажувати нафту танкерами дедвейтом 300 тисяч тонн і вище. Передбачається, що в порт по спеціально для цього побудованому нафтопроводом із Західного Сибіру буде надходити до 80 мільйонів тонн нафти на рік. Велика частина цієї сировини буде продаватися на ринках Західної Європи та Америки. (Див. рис. 2 Додаток 2)
В даний час розглядаються два варіанти маршруту трубопроводу: Західна Сибір-Ухта-Мурманськ протяжністю 3600 кілометрів і Західна Сибір-Уса-Мурманськ (через Біле море) протяжністю 2500 кілометрів .
Імовірно, загальна вартість проекту в залежності від маршруту трубопроводу складе від 3,4 до 4,5 мільярда доларів.
Розробка обгрунтування інвестицій, ТЕО будівництва та робочої документації буде вестися протягом 2003-2004 рр.. Саме будівництво трубопроводу заплановано на 2004-2007 рр.., Введення в дію - на 2007 рік. Загальні податкові надходження до бюджету РФ від реалізації проекту складуть 9,2 млрд. доларів, у тому числі у федеральний - 4 млрд. доларів, в регіональні - 5,2 млрд. доларів. За оцінкою фахівців, у процесі будівництва Мурманської трубопровідної системи буде створено 6000, в процесі експлуатації - 2000 нових робочих місць.

3.2.2 Будівництво трубопроводу в КНР
Компанія ЮКОС стає стратегічним постачальником нафти для Китаю. Між Росією і Китаєм підписано генеральну угоду про розробку ТЕО будівництва нафтопроводу, який дозволить вже в 2005 році експортувати 20 млн. тонн, а в 2010 році - 30 млн. тонн нафти. Відповідно до підписаної Угоди на сьогоднішній день практично завершено перший етап розробки ТЕО «Обгрунтування інвестицій в будівництво нафтопроводу Росія-Китай», в рамках якого на підставі Технічного завдання розроблено розділ «Оцінка впливу будівництва і експлуатації нафтопроводу на навколишнє середовище». Відповідно до угоди, НК ЮКОС буде забезпечувати не менше 50 відсотків поставок нафти по нафтопроводу. (Див. рис. 3 Додаток 2)
З Китайської Народної Республікою ЮКОС плідно співпрацює з 1999 року, коли в Піднебесну була відправлена ​​пробна партія нафти - 12 тис. тонн. Зараз обсяг поставок нафти в Китай становить близько 1,5 мільйона тонн на рік. 28 травня 2003 ЮКОС і Китайська національна нафтогазова корпорація (CNPC) підписали угоду про укладення контракту на постачання 6 млн тонн нафти з Росії в Китай по залізниці на $ 1,1 млрд. Термін дії контракту 3 роки.
У 1999 році в рамках IV регулярної зустрічі глав урядів Росії і Китаю, що пройшла в Москві, було підписано пакет угод про співпрацю двох країн в області енергетики. Серед них було і угоду між ЮКОСом, ВАТ «Транснефть» і Китайською національною нафтогазовою компанією про розробку техніко-економічних розрахунків (ТЕР) проекту будівництва нафтопроводу Росія-Китай.
У січні 2000 року результати ПЕР підтвердили ефективність проекту. А у вересні 2001 року в рамках візиту до Росії прем'єра Держради КНР Чжу Жунцзи було підписано генеральну угоду про розробку техніко-економічного обгрунтування (ТЕО) проекту [9].
На підставі російсько-китайського Генеральної угоди про розробку техніко-економічного обгрунтування проекту будівництва нафтопровідної системи «Росія-Китай» учасниками проекту з російської сторони є НК ЮКОС і трубопровідна компанія «Транснефть», з китайської - Китайська національна нафтогазова корпорація.
Генеральним проектувальником російської ділянки нафтопроводу довжиною 1452 км є ВАТ «Інститут з проектування магістральних трубопроводів» (ВАТ «Гіпротрубопровід»).
У травні 2002 року для максимально ефективного використання найсучасніших технологій будівництва та новітніх проектувальних рішень до розробки проекту залучені визнані міжнародні експерти в галузі будівництва нафтопроводів компанії John Brown Hydrocarbons Ltd і ILF.
У проектуванні нафтопроводу також бере участь ФГУП «Виробничий і науково-дослідний інститут з інженерних вишукувань у будівництві» (ФДУП ПНИИИС).
Проект передбачає будівництво нафтопроводу за маршрутом Ангарськ - Забайкальськ - Дацин. Загальна протяжність нафтопроводу складає 2247 км . (Див. рис. 4 Додаток 2)
По території Росії нафтопровід проходить через Іркутську область, Республіку Бурятія, а також Читинську область. Протяжність російської частини нафтопроводу складає 1452 км , Китайської - 795 км .
3.2.3 Постачання нафти по залізниці
Компанія «Російські залізниці» (РЗ) і НК ЮКОС 27 березня 2004 підписали угоду про співробітництво, що регулює взаємини сторін, пов'язані з організацією залізничних поставок нафти в Китай.
Обсяг транспортування нафти ЮКОСу в Китай по залізниці буде помітно зростати. Так, у 2004 році поставки заплановані в обсязі 6,4 млн. тонн, в 2005 р . - 8,5 млн. тонн, в 2006 р . - 15 млн. тонн. Передбачається, що після 2007 року обсяги поставок у напрямку Китаю будуть ще збільшені.
Підписуючи угоду, президент РЖД Геннадій Фадєєв підкреслив, що збільшення обсягу поставок зажадає будівництва нових шляхів і електрифікації однієї з ділянок залізниці у Східній Сибіру, ​​передбачають інвестиції в обсязі 40 млрд. рублів.
Голова ради директорів ЮКОСа Семен Кукес зазначив у зв'язку з цим, що Компанія буде використовувати обсяги поставок для залучення кредитів у рамках модернізації залізниці. На його думку, інші нафтові компанії також будуть зацікавлені в участі у проекті модернізації залізниці з освоєнням родовищ Східного Сибіру.
Угода з РЖД необхідно НК ЮКОС для збільшення поставок нафти в Китай. Представники китайських компаній CNPC Sinopec в наприкінці березня 2004 року провели з керівництвом НК ЮКОС переговори про умови 7-річного контракту на постачання Китай 15 млн. тонн нафти на рік. Контракт передбачає щорічні поставки по 10 млн. тонн нафти для CNPC і 5 млн. тонн для Sinopec.
У лютому 2004 року ЮКОС вже уклав контракти на 2004-2005 рік на поставку нафти в Китай. У 2004 році ЮКОС має намір поставити CNPC 3,86 млн. тонн і Sinopec - 2,55 млн. тонн, потім у 2005 році - для CNPC 5,5 млн. тонн і Sinopec 3-3,5 млн. тонн.
3.2.4 Каспійська нафтова компанія
Участь у створеній в 2000 році спільно з «Газпромом» і ЛУКОЙЛом «Каспійської нафтової компанії» (КНК) для ЮКОСа не тільки вигідна угода. Перш за все, це внесок у реалізацію масштабного проекту, що має для Росії величезне геополітичне значення.
"Каспійська нафтова компанія» утворена в 2000 році. 25 липня ЮКОС, ЛУКОЙЛ і «Газпром» підписали установчі документи. КНК створена для пошуку, розвідки та розробки нафтових і газових родовищ в Каспійському регіоні, і, перш за все, на шельфі Каспійського моря. Штаб-квартира в Астрахані.
Кожній з трьох компаній-засновників належить по третині статутного капіталу КНК. Керує КНК генеральний директор (зараз - Олександр Порохнін) і Рада директорів, що обирається на два роки. У нього від кожної компанії входять по два представники.
Рада директорів «Каспійської нафтової компанії» очолив представник НК ЮКОС - віце-президент ЮКОС ЕП Олександр Афанасенков.
Приймаючи рішення про участь у КНК, ЮКОС керувався наступними мотивами. По-перше, проект служить зміцненню позицій Росії в Каспійському регіоні. По-друге, участь дає Компанії безцінний досвід робіт на шельфі з використанням самих передових технологій. По-третє, участь у КНК дасть ЮКОСу приріст запасів нафти в розмірі 200-300 млн. тонн. Нарешті, по-четверте, співпраця провідних вітчизняних компаній з різним стилем менеджменту, об'єднали на Каспії свої інвестиційні можливості, дозволить у перспективі поширити цей досвід на інші російські регіони, перш за все Східний Сибір.
3.2.5 Розвиток прибалтійського експортного спрямування
Влітку 2002 року ЮКОС значно зміцнив свої позиції на стратегічно важливих ринках збуту російської нафти. Після ретельної підготовки компанією була проведена операція з придбання пакета акцій потужного литовського концерну Mazeikiu Nafta, до якого входять Мажейкяйський НПЗ, термінал Бутінге і Біржайський нафтопровід. (Див. рис. 5 Додаток 2)
Управлінням Mazeikiu Nafta за погодженням з урядом Литви займалася американська компанія Williams International. Спочатку їй належали 33% акцій концерну. Іншим акціонером концерну було Уряд Литви.
У червні 2002 року, купивши акції нової емісії за $ 75 млн. і надавши концерну $ 75 млн. як кредит на модернізацію НПЗ, до складу акціонерів Mazeikiu Nafta увійшов і ЮКОС. Після цього НК ЮКОС і міжнародного підрозділу Williams стало належати по 26,85% акцій Mazeikiu Nafta, уряду Литви - 40,66% акцій.
20 серпня 2002 НК ЮКОС і Williams оголосили про угоду про придбання дочірньої компанією НК ЮКОС належать Williams International 26,85 відсотків акцій Mazeikiu Nafta за 85 млн. доларів США. Угода також передбачала передачу нафтової компанії ЮКОС прав керування концерном Mazeikiu Nafta.
Відповідно до умов угоди про придбання НК ЮКОС первісної частки в Mazeikiu Nafta, уряд Литви було поінформовано про наявність у нього пропорційних опціонних прав на придбання частини пакета акцій Mazeikiu Nafta, що продається компанією Williams. Після завершення операції 19 вересня 2002 частка НК ЮКОС в статутному капіталі Mazeikiu Nafta збільшилася до 53,7%.
НК ЮКОС рада можливості збільшити свій пакет акцій в Mazeikiu Nafta і готова здійснювати управління комплексом в інтересах всіх його акціонерів. Її зусилля будуть спрямовані на модернізацію та поліпшення роботи Mazeikiu Nafta з тим, щоб зробити підприємство прибутковим і перетворити його в конкурентоспроможного гравця на європейському ринку нафтопродуктів. Для забезпечення успішної діяльності Mazeikiu Nafta ЮКОС буде працювати в тісному партнерстві з Урядом Литви.
Придбання в червні цього року першого пакету акцій підприємства стало свідченням довгострокової прихильності НК ЮКОС інтересам Литви і Mazeikiu Nafta. Додаткові інвестиції, а також управлінські функції, які приймає на себе компанія, знову демонструють твердий намір НК ЮКОС перетворити Mazeikiu Nafta в ключовий європейський нафтопереробний комплекс.
3.2.6 Реконструкція трубопроводу Адрія
У Хорватії компанія ЮКОС веде реконструкцію нафтопроводу «Адрія». Його з'єднання з нафтопроводом «Дружба» дозволить транспортувати нафту на узбережжі Адріатичного моря без проміжної перевалки, різко збільшує вартість експорту. (Див. рис. 6 Додаток 2)
По частині експорту нафти одним з найбільш перспективних зараз вважається південно-західний напрямок. Російська нафта транспортується до портів Чорного моря, потім перевозиться на південь Європи танкерами. Однак одного цього шляху дуже скоро стане недостатньо.
За прогнозами, до 2015 року експорт із чорноморських портів зросте до 110 млн. тонн. Тим часом пропускна спроможність протоки Босфор може бути збільшена не більше ніж до 90 млн. тонн.
Частково цю проблему зможе вирішити розпочата в 2000 році реконструкція нафтопроводу «Адрія», яку веде ЮКОС за угодою з хорватською нафтотранспортною компанією JANAF. Реалізація проекту дозволить з'єднати хорватське напрямок нафтопроводу «Дружба», провідний нафту з Росії через Білорусь, Україну та Угорщину на нафтопереробний завод (НПЗ) в хорватському місті Сисак, і «Адрію», що зв'язує Сисак з портом Омішаль.
Власне, головна проблема полягає в тому, що «Адрія» працює в іншому напрямі: не зі сходу на захід, як «Дружба», а, навпаки, із заходу на схід.
Щоб вивести російську нафту в Адріатичне море, ЮКОС поверне нафтові ріки назад.
На першому етапі пропускну спроможність нафтопроводу в напрямку порту передбачається довести до 5 млн. тонн на рік, а згодом - до 15 млн. тонн.
У цей проект Компанія інвестувала $ 20 млн. Для його реалізації створено спеціальний підрозділ - «ЮКОС-Адрія» з штаб-квартирою в Загребі. Зусилля цілком виправдані: порт Омішаль - глибоководний. Це дозволить працювати з танкерами, здатними перевозити до 350 тисяч тонн нафти. А можливість використання великовантажних танкерів робить високорентабельними рейси навіть на такі напрями, як Північна Америка.
3.2.7 Нафтопровід Братислава-Швехат
У серпні 2003 року було укладено ще одне велике експортне угоду: ЮКОС і австрійська компанія OMV підписали меморандум про будівництво нафтопроводу від словацького міста Братислава до австрійського Швехат, де знаходиться належить OMV нафтопереробний завод.
Будівництво нової гілки довжиною 60 кілометрів планується завершити до кінця 2005 року. Орієнтовна вартість проекту - 28 млн. євро.
OMV - найбільша акціонерна промислова компанія Австрії з обсягом продажів 7,08 млрд. євро в 2002 році, поточної капіталізацією - 2,8 млрд. євро і чисельністю 5828 чоловік. Як провідна нафтогазова група у Центральній та Східній Європі, OMV працює в області переробки і збуту в 12 країнах. У 17 країнах OMV веде розвідку і видобуток нафти. Група також керує низкою інтегрованих хімічних підприємств.
За умовами угоди, в 2006 році по новому нафтопроводу Братислава-Швехат австрійський НПЗ прийме 2 млн. тонн нафти компанії ЮКОС. Потім поставки будуть збільшені до повної пропускної здатності нафтопроводу - 3,6 млн. тонн. На третьому етапі співробітництва ЮКОС може ввести в дію додаткові перекачують потужності, що дозволить Компанії збільшити обсяг поставок до 5 млн. тонн на рік, що становить половину потужності австрійського НПЗ. (Див. рис. 7 Додаток 2)
Початковий період поставок, згідно з підписаним меморандумом, становитиме 10 років. Потім, якщо співпраця буде влаштовувати обидві сторони, його термін буде продовжений.
Підписаний меморандум - перший крок на шляху розвитку наших довгострокових взаємовигідних відносин з компанією ОМV. Реалізація цього масштабного проекту дозволить партнерам компанії істотно диверсифікувати постачання нафти, а НК ЮКОС - збільшити обсяги експорту на перспективний європейський ринок.
Велику вигоду проекту визнає і австрійська сторона. Співпраця з НК ЮКОС дає перевагу з точки зору собівартості та логістики.
Контракт з OMV - ще один рішучий крок НК ЮКОС на шляху до завоювання європейського ринку: до цього були укладені угоду з угорською компанією MOL на поставку 7,2 млн. тонн на рік і з польським концерном PKN Orlen. У рамках контракту з PKN Orlen протягом 2003 року буде поставлено 3 млн. тонн, у 2004-2006 роках - по 3,6 млн. тонн нафти на рік, а в 2006-2009 роках - до 5,2 млн. тонн [10 ]. Тепер, після угоди з OMV, Компанія ЮКОС займе міцні позиції на паливному ринку країн Центральної Європи.
Ключовими ринками збуту в «ЮКОС» вважають США, Європу і Китай. Для завоювання цих ринків треба забезпечити інфраструктуру (трубопроводи, перевалку, можливо, переробку) і довгострокове партнерство з споживачами. Для цього, можливо, доведеться купувати частки в НПЗ і брати участь в їх реконструкції, щоб збільшити переробку російської нафти Urals.
Ключовою ланкою для збільшення континентальних поставок до Європи буде словацька нафтопровідна компанія Transpetrol, придбана в кінці 2001 року. Магістралі Transpetrol з'єднують українську частину нафтопроводу «Дружба» з Чехією, Угорщиною та Хорватією. Вони будуть використані у проекті «Дружба - Адрія" з постачання 5 млн. т нафти в хорватський порт Омішаль, звідки сировину супертанкерами може доставлятися в США. Система Transpetrol також має вихід на чеську трубопровід Mera, побудований для поставок сировини з порту Трієст. Також можна реверсувати цю трубу і постачати по ній три НПЗ в Південній Німеччині. З чеськими колегами вже проводяться консультації. Третя можливість, яку відкриває Transpetrol, - це постачання на розташований поблизу Відня нафтопереробний завод компанії ОMV. Від словацької труби до Відня всього 40 км .
Зайнявшись ідеєю поставляти нафту в США, «ЮКОС» тепер підтримує план «ЛУКОЙЛу» побудувати нафтовий термінал в Мурманську і протягнути до нього трубопровід. Трубу слід прокласти із Західного Сибіру через Тимано-Печорі, де працює «ЛУКОЙЛ». Протяжність трубопроводу становитиме трохи більше 3000 км , Потужність - 50 млн. т нафти на рік, необхідні інвестиції - $ 4 млрд. Цей проект, як вважають у «ЮКОС», можна реалізувати протягом п'яти років.
Якщо всі ці плани будуть виконані, компанія сподівається до 2010 р . добувати 130 млн. т нафти і розподіляти їх наступним чином: 30 млн. т - переробка в Росії, 20 млн. т - по нафтопроводу до Китаю, 45 млн. т - за системою «Транснафти» в Західну Європу і 35 млн. т - через Мурманськ в США [11]. Заявлений «ЮКОСом» зростання видобутку цілком реальний. Єдиним стримуючим фактором є збут.

Висновок
Нафтова промисловість Росії - стратегічно важлива ланка в нафтогазовому комплексі - забезпечує всі галузі економіки і населення широким асортиментом моторних видів палива, пально-мастильних матеріалів, сировиною для нафтохімії, котельно-пічним паливом та іншими нафтопродуктами. На частку Росії припадає близько 13% світових запасів нафти, 10% обсягів видобутку і 8,5% її експорту. У структурі видобутку основних первинних енергоресурсів на нафту припадає близько 30 відсотків.
У цілому ресурсна база нафтової і газової галузей ПЕК країни дозволяла забезпечити безперебійне постачання економіки та населення паливом.
Однак основними проблемами залишаються:
- Стан сировинної бази видобувних галузей, як в кількісному відношенні (скорочення обсягів запасів), так і в якісному (зростання частки важко видобутих запасів) відносинах,
- Недостатні обсяги геологорозвідувальних робіт,
- Високий ступінь зносу основних фондів,
- Відсутність комплексного енергетичного законодавства,
- Недолік інвестиційних вкладень,
- Відсутність зрілої ринкової інфраструктури, недостатня увага розвитку малого підприємництва,
- Високий ступінь залежності нафтогазового сектора Росії від стану та кон'юнктури світового енергетичного ринку.
Перспективні рівні видобутку нафти в Росії будуть визначатися в основному рівнем світових цін на паливо, податковими умовами, науково-технічними досягненнями в розвідці і розробці родовищ, а також якістю розвіданої сировинної бази. Домогтися подальшого нарощування рівня видобутку нафти до 360 млн. тонн до 2020 року можна за рахунок:
· Зміни стратегії та підвищення ефективності геологорозвідувальних робіт;
· Залучення в експлуатацію недіючого фонду свердловин і доведення його до нормативу;
· Освоєння нових родовищ нафти;
· Підготовки до промислового освоєння нафтогазових ресурсів Тимано-Печорського басейну, Східної Сибіру, ​​Республіки Саха (Якутія), на шельфах північних морів, Каспійського моря і о. Сахаліну.
Одним з пріоритетів енергетичної стратегії має бути модернізація і докорінна реконструкція підприємств нафтопереробної промисловості для виведення її на сучасний технічний рівень. Переробка нафти в 2020 році намічається в обсягах 200-225 млн. тонн.
Структурна перебудова нафтопереробної промисловості передбачає:
· Підвищення глибини переробки нафти до 75-80% у 2010 р . і 85% до 2020 р .;
· Забезпечення в повному обсязі потреби країни у високоякісних світлих нафтопродуктах і підвищення ефективності експорту рідкого палива;
· Виведення з експлуатації зайвих і неефективних установок та інших об'єктів НПЗ;
· Зниження енергетичних і матеріальних витрат у процесах виробництва продуктів нафтопереробки і нафтохімії;
· Максимальне наближення виробництва нафтопродуктів до їх споживачів, у тому числі за рахунок будівництва сучасних малих і середніх НПЗ у місцях споживання.
Збільшення завантаження потужностей нафтопереробних заводів до 90-95% і глибини переробки нафти до 80-85% дозволить додатково переробити понад 70 млн. тонн нафтової сировини і збільшити випуск нафтопродуктів до 65 млн. тонн, що рівносильно збільшенню доходів у середньому на 5-6 млрд . рублів. Технічне переозброєння і реконструкція нафтопереробної промисловості Росії дозволить не тільки змінити якість продуктів нафтопереробки, але і збільшити випуск високоякісних світлих нафтопродуктів, що відповідають світовим стандартам, підвищити ефективність експорту нафтопродуктів і істотно знизити при цьому частку відвантаження нафти на експорт.
Підвищення нормативних вимог до якості нафтопродуктів і докорінна реконструкція підприємств нафтопереробки повинні забезпечити істотне поліпшення екологічної обстановки і привести до зниження викидів шкідливих речовин, а також до зниження енергетичних і матеріальних витрат у процесах виробництва продукції.
У Росії вже в 2005 році повинні більш ніж у два рази скоротитися сумарні викиди в атмосферу оксидів сірки від використання моторного палива.
За рахунок використання високоактивних і селективних каталізаторів, сучасного обладнання, кращої організації факельного господарства можна істотно знизити енергоємність процесів нафтопереробки.
Важливим перспективним напрямком переробки нафтової сировини є розвиток нафтохімії, у тому числі виробництва полімеризацій пластмас.
Основним джерелом капітальних вкладень повинні стати власні кошти компаній. При освоєнні нових районів видобутку можливе залучення кредитних коштів на умовах проектного фінансування. У перспективі до 25-30% загального обсягу інвестицій може скласти позиковий і акціонерний капітал.
Гарантоване забезпечення нафтогазової галузі достатніми інвестиційними ресурсами можливо тільки при стабільності і передбачуваності на світових ринках нафти, в тому числі і встановлення справедливої ​​ціни на нафтову сировину, що враховує довгострокові інтереси виробників і споживачів нафти.
Розвиток співробітництва ОПЕК і Російською Федерацією, яка є найбільшим за межами цієї організації виробником і експортером нафти, проведення регулярних консультацій з керівництвом ОПЕК та іншими провідними виробниками та споживачами енергетичних ресурсів буде, безсумнівно, сприятиме знаходженню балансу інтересів усіх сторін.


[1] www.expert.ru - Журнал "Експерт", 2004, № 26.
[2] www.expert.ru - Експерт, 2004, № 37
[3] Експортувати бензин стане дорожче / / Коммерсант, 2004. № 194, с.6-7
[4] www.superbroker.ru - ІК "Файненшл Брідж" 01 червня 2004 р .
[5] www.tatcenter.ru
[6] www.rusenergy.ru
[7] Російська нафта нікому не потрібна / / Известия, 2004, № 56, с.14-15.
[8] www.izvestiya.ru - Газета "Известия", 29 травня 2003
[9] Нафта ЮКОСа повертається до Китаю / / Коммерсант, 2004, № 197, с. 28-29.
[10] ЮКОС побудує нафтопровід в Європі / / Коммерсант, 2003, № 198, с. 13
[11] www.yukos.ru
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Міжнародні відносини та світова економіка | Курсова
258.5кб. | скачати


Схожі роботи:
Податкове регулювання нафтової галузі в політичних процесах Росії в 2003-2006 рр.
Розвиток нафтової промисловості
Розвиток світової співпраці Росії в галузі цивільної авіації
Стан і розвиток бджільництва в Росії
Стан і розвиток агропромислового комплексу Росії
Геологія і розвиток нафтової та газової промисловості
Нафтової бізнес в Росії
Розвиток малого бізнесу Японії Практична частина по БО ЗЕД
Проблеми контролю класифікаційного коду трикотажного одягу по ТН ЗЕД Росії
© Усі права захищені
написати до нас