автореферат диссертации по философии, специальность ВАК РФ 09.00.00
диссертация на тему: Анализ экономических тенденций в нефтяном комплексе Российской Федерации: реформа и перспектива

Полный текст автореферата диссертации по теме "Анализ экономических тенденций в нефтяном комплексе Российской Федерации: реформа и перспектива"

11) - 4

119 А.Э.АРЦЕВ

Докторант \УШи

90451051:3

АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ТЕНДЕНЦИЙ В НЕФТЯНОМ КОМПЛЕКСЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ: РЕФОРМА И ПЕРСПЕКТИВА

Декшд на соискание учёной степени Доктора фютсафии (Р/г.П) Направление? организация проткогкпиш; Jконом шм в-р иро^оиа.ч ь:инчаи ни; Шаномика предпринимшчеяъснмц

Научный руководитель: Грапд-доктор философии (Сггаги1 РЬ,0)

Красников Д.ф.

Москва 2010

004610503

Цсемырный Информационна- Распределённый Университет

Докторант: Андрей Элуаршшич Арией

Научней консультант: доктор философии

I ¡ершима AÍ.C.

Издательски я лицензия от 20 июня 1997 гола К» 016241

© Автор

© НТЦ "Развитий1'

ВВЕДЕНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

стр

.2-4

Глава I. Российская нефть в системе исторического и экономического аспекта.....................................................................................................................4

§ 1.1. Общее понятие: краткий обзор...........................................................................4-10

§ 1.2. Нефть в призме современного развития рынка внутреннего и внешнего спроса и

предложения: современное состояние........................................................................10-17

§ 1.3. Экономические тенденции в нефтяном комплексе России: добыча и переработка........17-23

Глава И. Экономические факторы и тенденции нефтекомплекса России............................23

§ 2.1. Фактор экономики нефтедобывающей отрасли: аргументы и факты, задачи и

перспективы.........................................................................................................23-29

§ 2.2.Структурные затраты нефтяного комплекса и их слагаемые.............................................29-35

§ 2.3. Расчётные показатели и характеристики инвестиционных проектов на примере нефтяной отрасли, предприятия............................................................................................36-45

Глава III. Современные тенденции организации и управления в нефтяном комплексе: роль

и значение экспорта, цены и фонда нефтяных скважин..................................................45

§ 3.1. Структурные организационные факторы нефтедобычи и роль управленческой системы

данного процесса...................................................................................................45-51

§ 3.2. Формирование ценовой политики в нефтяном комплексе страны..............................51-58

§ 3.3. Экспорт нефти и нефтепродуктов. Фонд нефтяных скважин в свете эксплуатации и развития нового бурения......................................................................................................................58-65

ЗАКЛЮ ЧЕНИЕ.....................................................................65-68

ЛИТЕРА ТУРА......................................................................69-78

ВВЕДЕНИЕ

Россия стоит на пороге новых инновационных технологий в нефтяной отрасли.

Феномен построения промышленного производства по отраслевому признаку обусловил появление в экономической науке теории, носящей в развитых зарубежных странах название "организация промышленности" или "экономика промышленности", а в России - "экономика отрасли".

Объективно сложившиеся в большинстве стран отраслевые промышленные комплексы, характеризующие наличие в современной экономике общественного разделения труда как следствия "роста объемов выпуска определенных изделий и продуктов и технического прогресса"1, не могли не стать объектом изучения экономической науки.

В нашей стране в условиях формирования основ рыночной экономики, трансформации отношений собственности, перехода к новой социально-экономической формации, коренной реконструкции форм и методов государственного регулирования экономики весьма актуален вопрос о повышении эффективности общественного производства как одного из важнейших факторов, обеспечивающих динамичность и устойчивость экономического роста России, повышения ее конкурентоспособности и уровня жизни населения. Определяя стратегию развития России до 2020 г., В.В.Путин в качестве главной проблемы сегодняшней российской экономики отметил ее крайнюю неэффективность".

В этой связи интерес к нефтедобывающему комплексу неслучаен.

Во-первых, наше государство, несмотря на более чем десятилетнюю историю экономических и структурных преобразований, остается преимущественно сырьевым. Во-вторых, в российской экономике нефтедобывающий комплекс занимает одно из ведущих мест: ему принадлежит около 10% ВВП. Исключительная роль нефтедобывающего комплекса заключается еще и в том, что он выполняет функцию энергоснабжения системы производства и обращения продукции и услуг, системы жизнеобеспечения населения и системы государственных институтов; обеспечивает доходную часть бюджета средствами, необходимыми для финансирования государственных расходов, в том числе - на погашение и обслуживание государственного долга; обеспечивает страну валютными ресурсами, В-третьих, деятельность хозяйствующих субъектов нефтедобывающего комплекса связана с использованием природных ресурсов, принадлежащих всему российскому народу, следовательно, она, как никакая другая, должна быть направлена на обеспечение его блага. К государственным органам власти обществом предъявляются повышенные требования, касающиеся содержания правового регулирования отношений, возникающих в процессе использования недр, добычи и реализации природных ресурсов. Необходимо создание системы государственного управления нефтедобывающим комплек-

' Экономика социалистической промышленности / Под ред. Г.А.Егиазаряна, А.Г.Омаровского. - М.: Изд-во МГУ, 1988.-С.14.

" О стратегии развития России до 2020 г. Выступление В.В.Путина 8 февраля 2008 г. на расширенном заседании Госсовета с программной речью: http://www.kremlin.ru.

сом, включая правовые средства. В-четвертых, нефтедобывающий комплекс, о чем свидетельствует исторический опыт его развития, всегда был лидером структурных отечественных преобразований. На протяжении многих лег государство пытается найти оптимальный вариант правовой организации нефтедобывающего комплекса. В нашей стране этот процесс остается незавершенным.

По мощностям и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. В 2008 г. объемы первичной переработки нефти в России составили 236,3 млн.т (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. Переработку жидких углеводородов осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.

Суммарные производственные мощности отечественной переработки жидких углеводородов составляют по сырью 272.3 млн.т в год. С середины 1980-х до начала 1990-х годов суммарная мощность российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) составляла 351,5 млн.т (второе место в мире). После кризиса 1990-х годов, а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов производственные мощности по первичной переработке значительно сократились.

Анализу экономических преобразований в нефтяном комплексе страны уделяется огромное внимание со стороны ученых, авторов работ в данном направлении. Среди них следует отметить: А.Г.Коржубаева, В.Н.Макаревича, И.В.Шевченко, Ю.К.Шафранника, А.А.Шеховцова, Н.В.Фролова, С.И.Шматко и ряда других ученых и практиков, занимающихся проблемами нефтекомплекса страны.

В связи с вышесказанным основной целью работы является исследование современных процессов, протекающих в формирующемся едином мировом энергетическом пространстве, и встраивания нефтяного комплекса Российской Федерации в мировое нефтяное хозяйство.

Исходя из цели исследования, вынесем основные задачи к рассмотрению:

- влияния структурного кризиса мирового энергетического хозяйства, как одного из составляющих системного кризиса, на ускорение процессов глобализации мирового нефтяного хозяйства;

- эволюции нефтяных ТНК, их стратегий, появления метакоропртивных структур как локомотива процессов транснационализации мирового нефтяного хозяйства на этапе перехода к постиндустриальной эпохе, принципиальных отличий нефтяных метакорпораций от традиционных ТНК;

- особенностей управления нефтяными метакорпорациями изменениями внешней среды, в том числе и прежде всего управления ценообразованием на базовый актив в условиях высокой волатильности цен на нефть;

- эволюции и особенностей инвестиционных стратегий нефтяных метакорпораций, предусматривающих инвестиции всех видов и форм в объекты своих глобальных интересов на примере нефтяного комплекса РФ;

- основных проблем развития нефтяного сектора РФ, в том числе в отраслевом разрезе, с выявлением посекторных разрывов (нефтедобыча -

нефтепереработка) в притоке иностранных инвестиций и причин этого явления, а также основных направлений его дальнейшего развития, повышения конкурентоспособности с учетом ресурсных преимуществ страны и привлечения иностранных инвестиций;

- особенностей инвестиционных стратегий нефтяных ТНК на корпоративном уровне в борьбе за нефтяные активы РФ, закономерностей, причин, характера и последствий неизбежного перехода к этапу трансграничных слияний российских ВИНК с нефтяным метакорпорациями и их форм, а также особенностей встраивания российского нефтяного комплекса в глобализирующееся мировое нефтяное хозяйство.

Метод исследования основан на аналитических данных статистики, постановлениях Правительства Российской Федерации, статистических данных нефтяных компаний и работах ученых в данном направлении. Рассматриваются и анализируются:

- происходящие на этапе утверждения постиндустриальной экономической системы процессы развития транснационализации деятельности нефтяных ТНК, образования метакорпораций, их коренных отличий от традиционных ТНК;

- проблемы состояния и развития нефтяной отрасли РФ как объекта экономических интересов транснационального капитала, экономической экспансии ведущих нефтяных компаний в российскую нефтедобычу и нефтепереработку в период 1990-2009 гг., а также влияния мирового ценообразования на внутренне ценообразование и формирование структуры производства и экспорта нефти и нефтепродуктов;

- анализируются инвестиционные стратегии нефтяных метакорпораций, формы и виды зарубежных инвестиций в российский нефтяной сектор, эволюция стратегий на корпоративном уровне в борьбе за доступ к нефтяным активам РФ, а также причины и особенности перехода к этапу трансграничных слияний нефтяных метакорпораций с российскими ВИНК.

Работа состоит из введения, трех глав, девяти параграфов, заключения и списка литературы.

ГЛАВА I. РОССИЙСКАЯ НЕФТЬ В СИСТЕМЕ ИСТОРИЧЕСКОГО И ЭКОНОМИЧЕСКОГО АСПЕКТА

§ 1.1. Общее понятие: краткий обзор

Нефть - горючая маслянистая жидкость, расположенная и распространенная в осадочной оболочке Земли; важнейшее полезное ископаемое. Сложная смесь алканов, некоторых цикланов и ареонов, а также кислородных, сернистых и азотистых соединениях.

Различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть.

Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (10400-11000 ккал/кг). Нефть классифицируется по содержанию Б на мелкосернистые (до 0,5% 8), сернистые (0,52% Б) и высокосернистые (свыше 2% Б).

Используют нефть с 6 тысячелетия до нашей эры. Путем перегонки из нефти получают бензин, реактивное топливо, осветительный керасин, дизельное топливо, мазут.

Мировые запасы нефти свыше 130 млрд.т. Наибольшие запасы в Саудовской Аравии, Кувейте, Иране, Ираке.

Отметим также, что нефтяные масла (минеральные масла) - жидкие смеси высококипящих углеводородов (температура кипения 300-600° С). Получают нефть дистилляцией мазутов или удалением нежелательных компонентов из гудропов. Применяют как белые, консервационные, смазочные, технологические и изоляционные масла. На основе нефтяных масел получают пластичные и технологические смазки, смазочно-охлаждающие и гидравлические жидкости.

В архивных документах есть сведения об указе Бориса Годунова в 1602 г., согласно которому вологодские купцы доставили в Москву некоторое количество нефти или как ее тогда называли "горючей воды густы".

С XVI в. в торговых и таможенных книгах появляются записи о бакинской нефти, которую привозили в Москву "разных земель люди торговые". Так в разделе "Память, как продать товар русский в немцах" Торговой книги (15751610 гг.) указывается, что в случае безопасного пути до Шемахи можно договориться о поставке иностранцам более 480 пудов черной нефти.

В те годы Шемаха была столицей древнейшего феодального владения вассалов Персии Ширваншахов, в которое входил и город Баку. В Шемахе располагалась русская купеческая колония, известная с XII века и успешно развивавшая торговые связи. Русские купцы закупали нефть в местной таре - тулуках и сулеях (соответственно в кожаных мешках вместимостью около одного пуда (16,38 кг) и бутылях вместимостью чуть более двух третьих пуда (около 11 кг) и перевозили ее парусными судами в Астрахань. Из Астрахани нефть по Волге доставляли для продаж в города Царицын, Нижний Новгород, Ярославль и другие крупные волжские торговые центры.

В столицу Московского государства нефть поступала, главным образом, из Нижнего Новгорода, по рекам Ока и Москва. А северным маршрутом через Вологду нефть поступала в Архангельск, откуда корабли с российскими товарами морским путем доставляли грузы в Европу.

В делах Оружейной палаты находится указ 1614 г. царя Михаила Федоровича о посылке дворянина Дмитрия Засецкого в Ростов, где бы он "переписал и закупил разные воинские припасы и нефть". Сохранились данные о том, что в 1636 г. после переписи в Москве запасов в "государевой казне" оказалось "нефти кизылбашской" 163 пуда (2,67 т.) Следует пояснить, что в России "ки-зылбашами" или дословно "златоглавыми", именовались торговцы нефтью, выходцы из "кизылбашского" племени афшар, так как их головы украшали огромные, шитые золотом тюрбаны.

Удивительное применение нефти было найдено и в русской средневековой живописи. Неповторимый колорит отечественным святыням, русским иконам, придавал и особый состав красок, куда входила нефть и об этом говорилось в наставлении иконописцу; "Всяку краску составливай воске и прикладывай олифы да нефти, чтобы скорей сохло... И когда олифишь иконку и косно становится, мало перстом нефти или скипидаром задай и расправь. На иконе барзо станет раскативатись не будет".

Следует также отметить, что нефть и ее производные широко использовались в средневековой России в лечебных целях. Русские врачи применяли нефть в качестве лекарства при некоторых кожных заболеваниях, болезнях суставов и ревматизме. Об этом свидетельствует содержание рукописных книг ХУ1-ХУН вв. "Лечебник", "Сад здравоохранения", "Фармакопея или аптека домашняя", "О камнях и травах". Так в "Лечебнике" об этом сказано: "Аще нефтью помажем больные, тогда болезнь отнимается. Белая же нефть отнимает болесть, коя была от студености. Черная же нефть не много приятная по рассуждению кашель отнимает, колотие во чреве". Там же рекомендовалось закапывать нефть в глаза "у кого бельмо на очах или слеза идет".

Следует также отметить любопытные факты исторической эпохи по нефти и нефтяным маслам.

В документах различных Приказов XVII века встречаются сведения о нефти. Имеется упоминание в "Росписи Пушкарского приказа" (1637 г.) о "казанской черной нефти": "Да в нынешнем же во 145 году всяких пушечных запасов в приходе... нефти кизылбатской 162 пуда 21 гривенок 36 золотников, нефти казанской черной 43 пуда 35 гривенок с полугривенкою..."

"Сибирское каменное масло" местные жители находили у берегов озера Байкал. По наружным признакам это вещество было близко к нефти, так как было жирным на ощупь, имело смолистый запах и бурый или черный цвет, но было гуще нефти и не так легко воспламенялось. Каменное масло вытекало из скалистых берегов рек, плавало на Байкале и прибивалось ветром к его берегам. Применялось сибирское каменное масло в качестве мази от "ломотных" болезней и для заживления ран. Его вывозили в Москву и в другие города России. Из архивных источников известно, что в 1649 г. в Енисейске 1 фунт каменного масла стоил 10 коп.

В таможенных книгах Московского государства имеется запись, относящаяся к 1650 г.: "Устьянец Роман Евдеев пришел из Сибири на чужом судне". Кроме "мягкой рухляди" он привез "полфунта масла каменного".

И, несмотря на возможность организации нефтедобычи, в стране продолжались закупки нефти за границей. Из дел Тайного приказа видно, что по приказанию царя Алексея Михайловича в 1663 г. "иноземец Ивашка Иванов Геб-дон среди венецианских товаров купил белой нефти 8 пудов". В книге московской таможни есть запись о привозе в 1694 г. нефти из Баку и Астрахани в Москву. Нижегородцы И.Свешников "явил тулук нефти" весом 2 с третью -пуда, И.Шапошников - 5 сулей весом 3 пуда. "Посадский человек" М.Пушников представил товар на 14 подводах, в том числе 6 тулуков нефти, а другой "по-

садский человек" А.Пряничников привез товар на 4 санях, в том числе 15 пудов нефти.

Имеются письменные свидетельства, что в средние века в России нефть активно применялась в военном деле. В зажигательную смесь для различных орудий, изготовлявшихся русскими мастерами на Пушечном и Гранатном дворах в Москве, входили наряду с серой, селитрой я порохом: камфара, терпентин, олифа, вар, льняное масло и асфальт. Эти компоненты смешивали с нефтью, в итоге получались "огненные" ядра весом около одной двадцатой пуда (0,82 кг.) и стрелы для уничтожения оборонительных сооружений и поджога кораблей, мостов, осадных башен. А о количестве "нефтяных" боеприпасов можно судить по переписи снарядов, оставшихся после возращения войск из Крымского похода 1689 г.: в Новобогородске в 1691 г. находилось 480 "огненных копейцы", 2400 "огнестрельных стрел с копейцы оперенпых", 100 "ядер огненных". В государстве Московском в конце XVII века нефть использовалась также и для устройства многочисленных праздников, в частности для приготовления фейерверков. Так, в 1696 году в Москве за Земляным3 городом, за Сретенскими воротами, между Красносельской и Ямской слободами была устроена "потешная" ракетная стрельба. Из архивных документов следует, что для этого среди других материалов было израсходовано около одной трети пуда нефти, купленной но цене 10 коп. за фунт.

В настоящее время нефть является и по праву называется - черным золотом. Сегодня многие страны мира, добывая нефть и реализуя ее на мировом рынке, обеспечивают жизнь народов целых государств.

Развитию нефтяного комплекса как важнейшей составляющей ТЭК Рфего роли в экономике страны, основным параметрам развития, в том числе позиций динамики добычи и воспроизводства минерально-сырьевой базы в сравнении с мировыми тенденциями, вопросам государственного регулирования нефтегазового комплекса России, а также проблемам встраивания российского ТЭК в мировое энергетическое пространство посвящены фундаментальные работы А. А.Конопляника.

Однако и они (работы) сегодня не успевают за теми процессами, которые происходят в мире на рынке нефти.

Рыночные отношения сами по себе не обеспечивают одинаковых возможностей для достижения всеми участниками хозяйственной деятельности оптимальных показателей. Это обусловлено различными причинами. Государственная собственность в составе государственного сектора экономики служит инструментом осуществления интересов государства. Каждый ее объект реализует свои возможности экономического характера, используя рыночные методы влияния на характер функционирования и экономические интересы участников осуществляемых отношений.

При этом современный этап развития нефтяного сектора и в целом ТЭК РФ характеризуется серьезным отставанием от развитых стран в техническом,

3 Матвейчук, A.A., Фукс, И.Г. Истоки российской нефти: Исторические очерки. - М.: Древлехранилище, 2008, с.16-18.

технологическом и структурном отношениях, а также острым дефицитом средств для производственного инвестирования и модернизации. В связи с этим особую актуальность приобрела проблема привлечения иностранных инвестиций в нефтяную отрасль России.

Проникновение иностранного капитала в Россию обусловлено объективными процессами углубляющейся глобализации, усилением конкурентной борьбы за обладание нефтяными активами в условиях нарастания дефицита традиционных источников энергоресурсов в мире и отсутствия прорыва в области альтернативных углеводородному сырью новых видов энергоресурсов, а также проводимой в 90-е годы в РФ политики либерализации в отношении иностранного капитала.

Проблема притока иностранного капитала в российскую нефтяную отрасль приобрела особую значимость с начала 2000-х годов, когда резко стала возрастать инвестиционная роль глобальных нефтяных транснациональных компаний, а Россия - втягиваться в процессы глобализации.

Эта проблема, а также вопросы форм и видов привлекаемых в нефтяной сектор РФ иностранных инвестиций, их влияния на экономику страны и изменение ее конкурентных позиций на мировом нефтяном рынке, особенностей встраивания нефтяной отрасли России в мировое нефтяное хозяйство, причин, условий и последствий процессов слияний нефтяных метакорпораций с российскими вертикально-интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК), роли государственного регулирования этих процессов для укрепления позиций России в мировой экономике являются актуальными для исследований, имеющих большое научное и практическое значение.

Усиление государственного влияния на нефтяную отрасль в РФ, безусловно, является закономерным процессом, поскольку производство и реализация нефти и нефтепродуктов - важная бюджетообразующая отрасль промышленности. Именно развитие нефтяной промышленности в РФ в сочетании с высокими мировыми ценами на нефть стала причиной быстрого экономического роста России в течение 2000-2008 гг.

Цены на нефть играют важную роль не только в экономике в целом, но и в предпринимательской деятельности нефтяных компаний, т.к. от их уровня зависят конечные результаты их деятельности, прежде всего, прибыль и рентабельность. Цены выступают также основным фактором в решении таких важных вопросов, как определение рынков сбыта продукции, объемов инвестиций компаний, расчета издержек производства и пр. Цена и ценообразование являются центральными элементами рыночной экономики и важным фактором, определяющим роль и место нефтяного сектора ТЭК РФ в структуре мирового нефтяного хозяйства.

Сложившаяся структура нефтяного хозяйства в РФ обусловила и продолжает обусловливать незрелость ценообразования и в силу этой причины его сильную зависимость от системы мирового ценообразования на нефть и нефтепродукты.

Резкие и необоснованные повышения или понижения внутренних цен на нефтепродукты, являющиеся следствием изменения ценовой конъюнктуры на мировом рынке нефти, в сочетании со сложившимся олигополистическим характером российского рынка, зачастую становятся причинами роста инфляции. Это влечет и рост цен на товары российских производителей и в других отраслях экономики: от транспортных услуг до тарифов на электроэнергию4.

Известно, что Россия является одним из крупнейших мировых производителей минерального сырья и занимает ведущее место в мире по его экспорту. Созданная в стране в советские годы минерально-сырьевая база продолжает играть важную роль в минерально-сырьевом мировом балансе. В нашей стране открыто и разведано около 20 тысяч месторождений полезных ископаемых, из которых более трети введены в промышленное освоение. Крупные и уникальные месторождения содержат почти 70% запасов и обеспечивают половину добычи минерального сырья. Месторождения России содержат свыше 10% мировых разведанных запасов нефти, одну треть - газа, 11% - угля, 26% - железных руд, значительную часть разведанных запасов цветных и редких металлов. По объему разведанных запасов никеля, платиноидов и платины, алмазов, ряда других полезных ископаемых Российская Федерация занимает первое - третье места в мире. Имеются крупные запасы апатитов, калийных солей, плавикового шпата и других неметаллических минеральных ресурсов. Эти богатства издавна не давали покоя соперникам России.

Все последние годы рост добычи нефти в России шел нарастающими темпами: с 323 млн. тонн в 2000 г., добыча возросла: до 473 млн. тонн в 2005 г. Между тем, эксперты РГУ нефти и газа им.Губкина указывают, что такой рост добычи, который мы демонстрировали до последнего времени "это возможно даже "преступление", потому что он идет исключительно за счет увеличения отборов из скважин в нарушение проектов разработки. В результате непродуманности интенсификации огромное количество нефти безвозвратно теряется в пласте5, что создает огромные трудности в освоении этих пластов будущим поколениям. И в тоже время анализ состояния сырьевой базы нефти показывает, что большинство нефтедобывающих регионов России на сегодняшний день не имеют промышленных запасов нефти, достаточных для поддержания высоких уровней добычи даже на ближайшие 5 лет.

Для реализации оптимистического прогноза добычи нефти необходимо:

- ввести в активную разработку к 2030 г. все открытые на сегодняшний день месторождения;

- прирастить на уже открытых месторождениях и ввести в разработку порядка 6,0 млрд.т новых промышленных запасов нефти (за счет доразведки месторождений с переводом 50% текущих запасов категории С2 в категорию Сь путем пересчета запасов с более высоким Кизвл, который может быть достигнут с применением инновационных технологий разработки);

4 Казеняшева, М.М. Глобализация мирового нефтяного хозяйства и Российский нефтяной комплекс. - М.: ГУУ, 2009. С.141-143.

5 Жириновский, В.В. Российская нефть - народу! - М., 2008. С.8.

- прирастить порядка 7,8 млрд.т промышленных запасов нефти за счет новых открытий, из которых не менее 6,5 млрд.т ввести в активное освоение (при сохранении средних размеров открытий в 1,5 млн.т для этого потребуется открыть и разведать порядка 5000 новых месторождений).

В то же время объективные расчеты показывают, что оптимистическим прогнозам добычи нефти сбыться очень трудно, так как для их реализации годовые приросты запасов нефти должны быть выше 530 млн.т. Для этого ежегодный объем глубокого бурения необходимо довести до 3,3 млн.м, а годовые инвестиции в поиски и разведку месторождений - до 6,0 млрд.долл.6

§ 1.2. Нефть в призме современного развития рынка внутреннего и внешнего спроса и предложения: современное состояние

В странах, где темпы экономического роста в высокой степени зависят от экспорта сырьевых ресурсов и конъюнктуры на мировых рынках, значение приобретают оценка структурной и конъюнктурной составляющей налоговой нагрузки, а также вклада сектора природных ресурсов в ВВП.

И, тем не менее, глубина падения спроса на нефть в 2009 году была такова, что фактически мировая экономика могла бы обойтись без нефти, например, из Кувейта или ОАЭ.

Прогнозы МЭА, ОПЕК и Е1А, сделанные в конце 2008 года, оказались сильно преувеличенными: спрос опустился гораздо ниже, а его восстановление происходило значительно медленнее, чем ожидалось в начале кризиса. В странах ОЭСР спрос продолжает оставаться в угнетенном состоянии, а среднемировой рост происходит в основном за счет Китая и нескольких других развивающихся стран.

Доказанные запасы нефти и газового конденсата в мире увеличились, но значительно меньше, чем росли в среднем за год в течение десятилетия. В России предварительно оцененный прирост запасов, если подтвердится, не только компенсирует добычу, но и позволит нарастить более 100 млн.тонн.

Глобальная добыча нефти снизилась на максимальные за десятилетие 113 млн.тонн. Добыча стран картеля из-за квотовых ограничений сократилась до самого низкого уровня за последние пять лет. Соблюдение Саудовской Аравией обязательств по добыче позволило России превзойти натурального мирового лидера на 100 млн.тонн и занять первое место в списке крупнейших производителей нефти.

Примечательно, что в 2009 году впервые за 18 лет выросла добыча нефти в США.

Прогнозы МЭА на среднесрочную перспективу предусматривают рост мирового спроса в 2014 году от уровня 2009 года на 2,0-6,0 млн. баррелей в день в зависимости от темпов развития мировой экономики. Значительные сво-

6 Белонин, М.Д., Подольский Ю.В. Состояние сырьевой базы и прогноз возможных уровней добычи нефти в России до 2030 года // Минеральные ресурсы России.. Экономика и управление, 2006, № 5, с.7.

бодные мощности добычи, скопившиеся в странах ОПЕК к концу года, гарантируют укрепление роли картеля на мировом рынке.

Среднегодовая цена нефти в 2009 году составила $61,66 за баррель. Большинство прогнозов на 2010 год обещают $80 за баррель. В среднесрочной перспективе потолок цен в значительной мере будет определяться темпами роста спроса в Китае и в США.

По итогам 2009 года стоимость нефти в среднем составила $61,66 за баррель, в 2008 году - $99,57 за баррель. В отличие от

2008 года, в прошлом году цена нефти вела себя относительно спокойно, стабильно поднимаясь от квартала к кварталу ("среднемировая цена нефти в 2009 г."). Только в отдельные дни индексы перехлестывали планку в $80 за баррель.

В ноябре фьючерсы на сырую нефть торговались по цене в $75-80 за баррель, средняя цена на нефть сорта WTI составила в течение месяца $78,15 за баррель.

В декабре, когда появились единодушно осторожные прогнозы трех наиболее авторитетных аналитических организаций - американской EIA, Международного энергетического агентства (МЭА) и ОПЕК - цены снизились из-за опасений, что восстановление мировой экономики будет менее масштабным и происходить медленнее, чем ожидалось, в особенности на ключевом рынке США.

Амплитуда колебаний ценовых индексов, достигавшая в 2008 году беспрецедентного размаха в $100 за баррель, составила менее $40 в первом полугодии и сократилась до $20 за баррель во втором ("Уровень и амплитуда колебаний цены нефти").

2009 год отмечен самым масштабным по объемам и географии охвата падением мирового спроса на нефть с конца 1940-х годов, констатирует ОПЕК.

Зародившийся еще в 2008 году финансовый кризис постепенно втянул в себя все экономически развитые и большинство развивающихся стран с итоговым результатом снижения мирового ВВП на 1,2% (по сравнению с ростом в 2008 году на 2,9%).

В наибольшей мере были затронуты экономики стран зоны ОЭСР, где темпы роста снизились на 3,4%. Из крупных экономик рост ВВП продолжался только в Китае и Индии, хотя и в более замедленном, по сравнению с докризисным, темпе - соответственно 8% и 5,6% в среднем за год.

По заключению Международного валютного фонда, в конце 2009 года мировая экономика возобновила рост. Однако восстановление идет медленно, в особенности в зоне ОЭСР, где рост по-прежнему тормозится продолжающейся корректировкой структуры банковских балансов.

По оценкам, в 2010 году мировой ВВП вырастет на 3%, в том числе по группе стран ОЭСР в среднем на 1,4%, в Китае - на 8,8% и в Индии - на 6,7%.

Таблица № 1

Первая десятка стран по запасам нефти, млрд,т_

Страны Доказанные запасы

на01.01.10 на 01.01.09

Саудовская Аравия 35,4 35,9

Россия 24,2 24,2

Канада 23,8 24,2

Иран* 18,7 18,5

Ирак* 15,6 15,6

Кувейт 13,8 13,8

Венесуэла* 13,5 13,5

ОАО' 13,3 13,3

Ливия 6,0 5,9

Нигерия 5,1 4,9

Итого 10 стран 169,4 169,8

МИР" 200,2 198,5

в т.ч. ОПЕК 129,4 128,4

Доля ОПЕК в мировых 64,6 64,7

запасах,%

Доля 10 стран в 84,6 85,5

мировых запасах, %

'член ОПЕК.

"Мировой итог с поправкой на запасы России

Запасы по Канаде - с учетом битуминозных песчаников, включенных в официальную статистику с 2002 г. Источник: Oil&Gas Journal. Запасы по России (175 млрд.барр) - по сообщению (бывшего) замминистра промышленности и энергетики России А.Реуса на 137-й сессии Конференции ОПЕК 19.09.05.

Мировые запасы нефти с начала века выросли на 44 млрд. тонн (''Динамика мировых запасов нефти за 10 лет"). Среднегодовой темп роста составил 2,8%, но в ракурсе пятилетий увеличение было неравномерным: в 2000-2005 годах запасы росли на 4,3% в год, а в последние пять лет - на 1,1%.

Однако использовать этот факт в качестве аргумента в пользу глобального снижения приростов запасов было бы преждевременно, так как статистика по первому пятилетию связана с запасами нетрадиционной нефти, извлекаемой из битуминозных песчаников в Канаде.

В 2009 году объем капитальных вложений в разведку и добычу нефти и газа в мире уменьшился на 19%. Мировые доказанные запасы нефти, тем не менее, выросли, впервые превысив уровень в 200 млрд.тонн. Но увеличение на 0,9% значительно уступает среднегодовому темпу роста запасов за десятилетие.

С включением в 2003 году битуминозных песчаников в официальную статистику Канада в последние годы делила с Россией второе место по доказанным запасам нефти после Саудовской Аравии. В этом году она отодвинулась назад: по данным Канадской ассоциации нефтепроизводителей, запасы нефти из этого источника сократились до 170,4 млрд. баррелей, что вместе с обычной нефтью демонстрирует общее снижение на 400 млн.тонн ("Первая десятка стран по запасам нефти").

Еще больше сократились запасы нефти Саудовской Аравии, и на 300 млн.тонн - в США ("Страны максимального роста/снижения запасов нефти в 2009 г.").

В оценку запасов по США пока не включено открытое компанией ВР в Мексиканском заливе новое гигантское месторождение, которое содержит более 3 млрд.баррелей нефти (400 млн.тонн). Кроме того, статистика запасов США может измениться в результате новых правил Комиссии по биржам БЕС, которые вводятся с 2010 года. Они позволяют оценивать запасы с учетом среднего значения цены нефти в первый день месяца на протяжении года вместо действовавших норм оценки исходя из цены в последний день года.

Состав первой десятки стран по размеру запасов нефти не изменился, однако их доля в мире сократилась на 1%, до 84,6%. Произошло это в результате роста запасов в трех странах, не входящих в число лидеров: в Катаре, Китае и Эквадоре.

Особенно интригующим выглядит повышение на 40% (на 1,3 млрд.тонн) запасов нефти в Катаре, главным достоянием которого считается газ. Скорее всего, это и связано с газом, точнее, с газоконденсатными жидкостями (ГКЖ). Известно, что новые заводы по сжижению природного газа в Катаре, как правило, включают установки по переработке и извлечению жидких углеводородов из газа. Увеличение этих мощностей могло дать основание для пересмотра коммерческих запасов ГКЖ.

Точных данных о приросте запасов нефти в России пока нет. Как сообщил в конце декабря министр природных ресурсов Ю.Трутнев, предварительные подсчеты показывают 620 млн.тонн вместо предполагавшихся раньше 550 млн.тонн. Новый показатель, более высокий, чем в предыдущие два года, когда было приращено соответственно 560 и 500 млн.тонн, свидетельствует не только о воспроизводстве, но и об увеличении запасов на 126 млн.тонн. Если так, то это самое значительное достижение за последние несколько лет. Однако отсутствие громкого ликования по такому неожиданному для кризисного года поводу, когда объемы геологоразведки сократились 18,9 млрд.рублей против изначально предусмотренных 24,5 млрд.рублей. Объем бюджетного финансирования геологоразведочных работ в России на 2010 год запланирован на уровне 20 млрд.рублей. От частного бизнеса ожидаются затраты в соотношении 10 х 1 бюджетный рубль.

По состоянию на начало 2010 года мировые доказанные запасы в состоянии обеспечить добычу нефти в текущем объеме в течение 57 лет. Для 12 стран ОПЕК этот показатель составляет 88 лет, для России - 49 лет.

Таблица № 2

12 крупнейших производителей нефти, млн.т

2009 г.' 2008 г." 2007 г. 2006 г. 2005 г. 2004 г. 2003 г. 2002 г. 2001 г. 2000 г.

Россия 494,2 488,1 491,5 480,5 470,0 459,3 421,3 379,6 348,1 323,5

Саудовская Аравия 393,2 441,8 418,2 446,3 449,7 441,3 421,0 340,0 382,0 412,5

США 264,9 245,7 254,9 253,2 257,0 268,1 282,0 285,2 288,0 289,0

Китай 187,3 189,1 186,0 183,7 180,0 173,4 170,0 169,1 163,6 160,7

Иран 184,9 194,1 194,4 191,1 193,0 193,6 187,8 170,3 183,5 182,8

Мексика 129,3 139,0 155,6 162,5 165,5 169,3 167,3 157,7 155,2 149,5

Канада 125,6 128,9 131,3 124,1 117,6 121,1 115,0 109,8 101,9 101,0

Ирак 119,1 120,3 103,7 94,3 91,3 93,5 65,9 100,0 116,9 127,4

ОАЭ 112,7 129,9 122,4 128,9 122,5 121,7 113,5 93,0 106,9 110,7

Венесуэла 107,7 116,б 12 3,8 132,7 134,3 126,9 115,9 129,2 149,4 156,6

Норвегия 100,5 108,2 111,7 122,4 133,9 146,0 152,2 156,3 161,1 159,4

Кувейт 99,8 114,7 107,2 109,7 106,2 103,7 92,8 79,4 85,1 103,2

МИР 3 501,7 3 614,9 3 592,0 3 606,2 3 592,0 3 524,1 3 400,7 3 259,8 3 301,8 3 346,6

в т.ч. ОПЕК 1 464,7 1 598,3 1 516,2 1 472,7 1 477,S 1 420,0 1 330,3 1 214,3 1 342,0 1 394,9

Доля ОПЕК. % 41,8 44,2 42,2 40,8 41,1 40,3 39,1 37,2 40,5 41,7

* 2009 г. - предварительные данные

"2008 г. -уточненные данные

Источники: Oils Gas Journal: Россия - ЦДУ ТЭК

За 10 лет годовая добыча нефти в мире снижалась трижды. Сокращение в 2009 году было максимальным - на 113 млн.тонн ("12 крупнейших производителей нефти").

Основное снижение связано с квотовыми ограничениями на добычу ОПЕК. Свободные мощности добычи в 12 странах ОПЕК по состоянию на ноябрь оценивались в 6,24 млн.баррелей в день ("Свободные мощности добычи в странах ОПЕК"):

Добыча стран картеля сократилась на 9%, до самого низкого уровня за последние пять лет, несмотря на то, что коэффициент соответствия уровню квоты из месяца в месяц снижался, составив в среднем за год порядка 65%. Ирак и Ангола полностью игнорировали квоту, добывая нефть почти на максимуме возможностей. В сумме на эти страны приходится 40% сверхквото-вого производства нефти.

К концу года выросла добыча нефти в Нигерии, где переговоры правительства с повстанцами об амнистии взамен на прекращение огня неожиданно привели к согласию. По заявлению министерства нефти Нигерии, к концу 2010 года страна готова восстанови 500 тыс. баррелей в день потерянных мощностей.

Добыча стран вне ОПЕК в 2009 году выросла на 20 млн.тонн нефти - максимальный рост 2004 года. Основной вклад внесли США, Бразилия, а также страны СНГ, в первую очередь, Росси ("Страны максимального роста/снижения добычи нефти 2009 г. ").

Увеличение добычи нефти в США произошло впервые почт за 20 лет - с 1991 года. Такой результат получен в основном за счет ввода новых и расширена действующих проектов в Мексиканском заливе.

Бразилия активно наращивает производство нефти на шельфе, а также с привлечением иностранных компаний осваивает новые открытия в подсолевых отложениях.

Саудовская Аравия, соблюдая квотовые обязательства почти на 90%, добывала в годовом исчислении на 165 млн.тонн меньше производственных возможностей, тем самым, уступив России первое место в мире.

По предварительным оценкам ГП "ЦДУ ТЭК", добыча в России выросла на 1,2%), до 494,2 млн.тонн нефти и конденсата. При этом экспорт увеличился

на 3,3%, (до 246 млн.тонн, что составляет почти 50% добытого сырья, а подставки на НПЗ сократились на 0,5%.

МПР планирует в 2010 году выставить на аукционы 228 участков недр на углеводородное сырье в разных регионах РФ, в том числе несколько участков с запасами более 20 млн.тонн нефти (категория Сз) на севере страны - в НАО и Республике Коми.

Значительное снижение добычи среди стран за пределами ОПЕК отмечено в Мексике, Норвегии и Великобритании. В Мексике рост добычи нефти прекратился в 2004 году. Впервые за 10 лет сократилась добыча нефти в Китае (на 1% относительно 2008 года) и в Канаде (на 2,6%).

Если сопоставить первые 10 стран по запасам и по добыче нефти, то их состав не совпадает. Различия проходят по пяти странам: обладающие крупными запасами Ливия и Нигерия в списке первой десятки по добыче отсутствуют, а США, Китай и Мексика, которые не значатся среди лидеров по запасам, в него входят.

По всем прогнозам, спрос на нефть в 2010 году будет выше, чем в прошлом году.

В течение второго полугодия МЭА из месяца в месяц корректировало свою оценку в сторону увеличения. Декабрьская поправка до 86,33 млн. баррелей в день впервые за кризисный период показывает, что в 2010 году мировой спрос превзойдет не только 2009 год, но будет больше, чем в 2008 году.

ОПЕК и Е1А оценивают спрос на нефть в 2010 году примерно одинаково -в 85,2 млн. баррелей вдень, т.е. ниже, чем в 2008 году. Их оценка более чем на 1 млн. баррелей в день меньше, чем у МЭА. Столь существенное различие в прогнозах трех ведущих аналитических служб свидетельствует о сохраняющейся неопределенности на мировом рынке нефти. Сравнение прогнозов по регионам и странам показывает, что в основном эксперты расходятся в оценках спроса в Индии, Бразилии и Саудовской Аравии. Проведенный агентством Рейтере опрос 10 других экспертов и аналитических агентств дал среднюю оценку в 85,9 млн. баррелей в день, т.е. промежуточное значение между прогнозами МЭА, ОПЕК и Е1А. Ее можно принять как ориентир на 2010 год.

Е1А ожидает, что в 2011 году спрос вырастет на 1,7% и составит 86,65 млн баррелей в день "Прогноз Е1А спроса и добычи нефти в 2010-201гг.". Поставки нефти из стран ОЭСР, по оценкам американского ведомства, сократятся, а за пределами этих стран вырастут на 2,4%, в основном в странах ОПЕК, где добыча сырой нефти и газоконденсатных жидкостей увеличится по сравнению с 2009 годом на 330 млн. тонн. Добыча нефти и конденсата сократится в странах бывшего СССР и вырастет в Китае.

В декабре МЭА представило прогноз состояния мирового рынка нефти на среднесрочную перспективу - 2010-2014 годы ("Среднесрочный прогноз МЭА, мировой спрос на нефть"). Выстроенные по двум сценариям оценки агентства основываются на двух вариантах тренда роста мирового ВВП - 3,2% в год (высокий сценарий) или 2,2% в год (низкий сценарий). Разница в мировом спросе

на нефть по двум сценариям возрастает от 0,4 млн. баррелей в день в 2010 году до почти 4 млн. баррелей в день в 2014-м7.

Также необходимо заметить:

- Предусматриваемый рост мирового спроса будет погашаться за счет ОПЕК. Из чего должно следовать, что влияние картеля на мировой рынок должно увеличиться.

- По оценкам ГП "ПДУ ТЭК", добыча в России выросла на 1,2%, до 494,2 млн. тонн нефти и конденсата. Экспорт увеличился на 3,3%, до 246 млн.тонн, а поставки на НПЗ сократились на 0,5%.

- Существенное различие в прогнозах трех ведущих аналитических служб - ОПЕК, МЭА и Е1А - свидетельствует о сохраняющейся неопределенности на мировом рынке нефти.

- Саудовская Аравия добывала в годовом исчислении на 165 млн.тонн меньше производственных возможностей, тем самым уступив России первое место в мире.

- За 10 лет годовая добыча нефти в мире снижалась трижды. Сокращение в 2009 году было максимальным - на 113 млн.тонн.

- Деградация спроса на нефть оказалась гораздо глубже, а темпы его восстановления значительно ниже, чем прогнозировали ОПЕК, МЭА и Е1А".

Мировые потребности в нефти в 2009 году в целом по сравнению предшествующим годом сократились на 1,3 млн. баррелей в день, или на 1,5%.

По итогам 2009 года стоимость нефти в среднем составила $61,66 за баррель, в 2008 году - $99,57 за баррель.

По состоянию на начало 2010 года мировые доказанные запасы в состоянии обеспечить добычу нефти в текущем объеме в течение 57 лет.

По всем прогнозам, спрос на нефть в 2010 году будет выше, чем в прошлом году.

Таблица № 3

Свободные мощности добычи в странах ОПЕК, млн.барр/день

Свободные мощности добы- % выполнения обязательств

чи по квоте на добычу (ноябрь

(ноябрь 2009 г.) 2009 г.)

Алжир 0,16 65

Ангола 0,19 0

Эквадор 0,04 57

Иран 0,30 20

Кувейт 0,38 91

Ливия 0,25 71

Нигерия ' 0,62 0

Катар 0,13 74

Саудовская Аравия 3,32 89

ОАЭ 0,58 100

Венесуэла 0,18 41

7 Нефтяная вертикаль. № 3, 2010, с. 7-10.

ОПЕК-11 6,15 58

Ирак 0,09 -

ОПЕК-12 6,24

Заметим, что в России рост добычи связан с вводом Ванкорского месторождения, а также с мероприятиями по снижению налогового пресса, активизировавшими деятельность компаний. Однако уже в 2011-2014 годах МЭА ожидает возобновление падения добычи сырой нефти в стране, которое, однако, может быть скомпенсировано ростом производства газового конденсата (подробный доклад на эту тему агентство обещает в 2010 году).

Мощности ОПЕК по добыче сырой нефти к 2014 году возрастут до 36,9 млн.баррелей в день. Главной страной, обеспечивающей рост поставок, остается Саудовская Аравия, мощности добычи которой к концу периода могут составить 12 млн.баррелей в день.

Таким образом, можно сказать, что нефтяной сектор экономики многих стран мира, в том числе и России, в предстоящие годы будет ведущим в социально-экономическом развитии государства.

§ 1.3. Экономические тенденции в нефтяном комплексе России: добыча и переработка

Россия всегда привлекала иностранных наблюдателей и аналитиков своими мощными запасами минерального сырья, в том числе и запасами нефти.

По имеющимся оценкам международных экспертов, на Россию сегодня приходится около четверти из 185 трлн.м5 мировых запасов газа и порядка 20% из почти 3 трлн.куб.м от его общей добычи.

В нефтяной отрасли отечественная ресурсная база более скромна - её запасы составляют около 6% от общемировых, оценивающихся в настоящее время в 171 млрд.т. Тем не менее, и она позволяет нам удерживать одну из лидирующих позиций в мире по уровню добычи нефти - ежегодно извлекается около 12% (488 млн.т) от этого вида энергоресурсов.

С начала нового тысячелетия имеющийся потенциал позволил нам увеличить добычу газа почти на 14%. с 584 млрд.м3 до 634 млрд.м3, а добычу нефти -почти в 1,5 раза, с 323 млн.т до 488 млн.т.8

Россия - крупнейший в мире производитель и экспортер нефти и газа как по энергетической ценности, так и в денежном выражении. Нефтегазовый комплекс (НТК) - важный элемент российской экономики и глобальной системы энергообеспечения. В 2008 г. добыча нефти и газа составила около 1,1 млрд.т у.т. (1153 млн.т условных углеводородов), включая 488 млн.т нефти и 665 млрд.м3 газа. Экспорт нефти и нефтепродуктов превысил 350 млн.т, газа - 203 млрд.м3.

С учетом высокой вовлеченности НТК в мирохозяйственные связи процессы в мировой экономике оказывают существенное влияние на ситуацию в неф-

8 Кудряшов, С. От реформы налогообложения к закону "Нефти"//Нефть России. № 10, 2009 год, с. 16.

тяной и газовой промышленности России. В современных условиях глобального финансово-экономического кризиса в мире происходит снижение инвестиционной активности; замедляется рост спроса на конечную (в том числе технологическую) продукцию, энергоносители; откладывается реализация многих инфраструктурных и энергетических проектов. В этой ситуации повышается значение развития и внедрения результатов передовых НИОКР, увеличивается значение индустриального потенциала и сырьевых ресурсов.

Переход в фазу оживления и последующего экономического роста будет происходить неравномерно по странам, регионам, региональным группам и торговым блокам. В дальнейшем продолжится трансформация региональной структуры мирового ВВП.

Нефтяная промышленность России играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны, является важным элементом мирового рынка нефти. Пик добычи нефти в СССР был достигнут в 1986-1988 гг. Тогда в стране добывалось более 625 млн.т нефти и газового конденсата, что превышало 21% общемирового показателя, в том числе в РСФСР - почти 570 млн т, т.е. свыше 19% общемирового показателя.

С 1989 г. происходило сначала постепенное, а с 1991 г. - обвальное снижение добычи. К концу 1990-х гг. добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 300-307 млн.т (8-9% общемирового показателя). Основные причины падения добычи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение внутреннего спроса и инвестиций.

Благодаря росту международных цен в 1999-2008 гг., завершению формирования к концу 1990-х гг. новых организационно-экономических условий работы отрасли, массовому внедрению технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций в России происходило быстрое наращивание добычи нефти. Добыча нефти в стране возросла в 2007 г. более чем на 60% по отношению к уровню 1999 г., достигнув 491 млн.т.

В 2000-2009 гг. быстрыми темпами развивалась инфраструктура транспорта нефти: в течение 2000-2006 гг. была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок на рынки Северо-Западной Европы - Балтийская трубопроводная система (БТС); проведены модернизация участков системы нефтепроводов АК "Транснефть", реконструкция портов в Новороссийске, Находке, Туапсе и др.; в апреле 2006 г. начато строительство магистрального нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий океан" (ВСТО), в октябре 2008 г. введен в эксплуатацию в реверсном режиме крупный участок ВСТО "Талакан - Тайшет".

Вместе с тем все это время воспроизводство сырьевой базы нефти не соответствовало быстро растущей добыче, неудовлетворительно производились сбор и утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ), низкими оставались качество разработки нефтяных месторождений и коэффициенты извлечения нефти. Активное применение методов увеличения нефтеотдачи пласта (МУН), особенно в 2000-2005 гг., в последующем стало приводить к замедлению роста добы-

чи, а затем на ряде месторождений - к ее обвальному падению. При этом фундаментальными причинами падения добычи нефти стали: истощение сырьевой базы на значительной части эксплуатируемых месторождений в традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волга-Урал); смещение сроков реализации проектов в Тимано-Печоре, Восточной Сибири, Северном Каспии, сокращение в 2008 г. добычи нефти на Сахалине.

При исключительно высоких мировых ценах на нефть в 2006-2008 гг. в стране произошло сначала снижение темпов роста, а затем с 2008 г. - абсолютное сокращение добычи нефти. В 2008 г. добыча нефти и конденсата в России составила около 488,5 млн.т (первое место в мире), более чем на 10% больше, чем в Саудовской Аравии, одновременно впервые за последние 10 лет в стране произошло снижение производства - темп падения по итогам года составил около 0,51%, сокращение добычи в I квартале 2009 г. - еще около 1%.9

Таблица № 4

Добыча нефти в России и мире в 1970-2008 гг.

Год Мир в целом, млн. т СССР (до 1991 г.) /СНГ (с 1991 г.) РСФСР (до 1991 г.)/Россия (с 1991 г.)

всего, млн. т доля в мире, % всего, млн. т доля в мире, % Западная Сибирь

млн. т доля в России, %

1970 2355 353 15 285 12,1 31 10,9

1980 3088 603 19,5 547 17,7 311 56,8

1985 2792 608 21,8 542 19,4 382 70,5

1990 3168 570 18 516 16,3 376 72,8

1995 3278 355 10,8 307 9,4 208 67,9

2000 3618 385 10,6 323 8,9 220 68

2001 3603 430 11,9 349 9,7 237 67,8

2002 3576 466 13 380 10,6 264 69,5

2003 3701 514 13,9 421 11,4 298 70,8

2004 3863 559 14,5 459 11,9 326 71

2005 3897 578 14,8 470 12,1 333 70,9

2006 3914 595 15,2 480 12,3 335 69,8

2007 3938 621 15,8 491 12,5 338 68,8

2008 3820 621 16,3 488 12,8 332,3 68,0

Интересные тенденции добычи нефти в Российской Федерации сложились по регионам страны.

Главный центр нефтяной промышленности - Западная Сибирь. Здесь добывается около 68% всей нефти в стране, объем добычи в 2008 г. составил 332 млн.т (табл. 2.3). Начиная с середины 1980-х гг. 67-72% российской нефти добывается в Западной Сибири. Ханты-Мансийский АО - основной нефтедобывающий регион Западной Сибири, здесь добывается более 80% нефти региона. Ведется крупномасштабная добыча нефти и конденсата в Ямало-Ненецком АО и

9 Коржубаев, А.Г., Эдер, Л.В. Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные оценки. организационная структура//Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, № 3, 2009 год, с. 464В.

Томской области; в последние годы введен эксплуатацию ряд месторождений в Омской, Новосибирской и Тюменской (на юге) областях.

В 2008 г. добыча нефти в Западной Сибири в целом снизилась на 1,7%; при этом наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением добычи в Ямало-Ненецком АО в 2008 г. почти на 1% произошло ее снижение в Ханты-Мансийском АО. После обвального падения в 2005-2007 гг. добыча нефти в Томской области стабилизировалась на уровне 10,2-10,5 млн.т. Стабилизация добычи произошла в Омской и Новосибирской областях, при этом на юге Тюменской области наметился определенный рост.

Снижение добычи нефти в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) происходит на большинстве крупнейших месторождений, кроме Приобского, на котором все последние годы происходит органический рост производства; наибольшее сокращение происходит в Ноябрьском, Пуровском и Сургутском нефтедобывающих районах.

Около 29 % российской нефти (141,9 млн.т) было добыто в 2008 г. в европейской части России, в том числе на Севере и Северо-Западе (Республике Коми, Ненецком АО - около 29 млн.т), в Волго-Уральской НГП - около 108,2 млн.т, на Северном Кавказе - 4,7 млн.т. Прирост добычи в европейской части России составил около 2,1 %, что связано с расширением добычи нефти в Тимано-Печорской НГП (на 5,8%), а также в Волго-Уральской НГП (на 2,1%). Развитие проектов ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" в Тимано-Печоре и на шельфе Северного Каспия позволит в ближайшие годы увеличить добычу нефти в регионе. Одновременно уже с 2009 г. ожидается сокращение добычи нефти в Урало-Поволжье и продолжение падения на Северном Кавказе, прежде всего за счет снижения производства в Республиках Татарстан и Башкортостан, Ставропольском и Краснодарском краях, Саратовской области, других регионах.

В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) в результате запуска в реверсном режиме участка ВСТО начиная с октября 2008 г. происходит быстрое наращивание добычи нефти. В целом в 2008 г. здесь было добыто около 1,4 млн.т, что в 3,5 раза больше, чем в 2007 г., из которых свыше 0,8 млн.т пришлось на крупнейшие - Талаканское и Верхнечонское - месторождения. В I квартале 2009 г. добыча нефти в этом регионе увеличилась почти в 10 раз по отношению к соответствующему периоду 2008 г. Ожидается дальнейший рост добычи нефти на месторождениях Сибирской платформы, прежде всего в Лено-Тунгусской НГП. Активно ведется подготовка к промышленной эксплуатации Ванкорского месторождения на севере Красноярского фая, в геологическом плане приуроченного к Западно-Сибирской НГП.

Добыча нефти на Сахалине снизилась в 2007-2008 г. с 14,5 до 12,9 млн.т. Основное сокращение добычи произошло в рамках проекта "Сахалин-1" в результате исчерпания сырьевой базы в части реализации первой фазы проекта, связанное в том числе с интенсивным наращиванием производства в 2006-2007 гг. В ближайшие годы прирост добычи на Дальнем Востоке должен обеспечить проект "Сахалин-2".

Таблица № 6

Добыча нефти в Западной Сибири в 1970-2008 гг.

но субъектам РФ (РСФСР - до 1991 г.)*_

Объем добычи по субъектам РФ

Год Ямало-Ненецкий АО Ханты-Мансийский АО Томская область

Всего,

млн. г млн. т доля в регионе, % млн. т доля в ] регионе, % млн. т доля в регионе, %

1970 31,0 - - 28,1 90,6 2,9 9,4

1975 146,0 - - 141,4 96,8 4,9 3.4

1980 310,5 7,0 2,3 298,7 96,2 4,8 1,5

1985 382,0 18,0 4,7 357,0 93,5 7,0 1,8

1990 375,7 59,4 15,8 306,0 81,4 10,3 2,7

1995 208,3 32,4 15,6 169,3 81,3 6,7 3,2

2000 219,8 32,0 14,6 180,9 82,3 6,9 зл

2001 236,7 34,7 14,7 194,2 82,0 7,8 3,3

2002 264,0 43,0 16,3 210,0 79,5 11,0 4,2

2003 298,0 49,0 16,4 235,0 78,9 ¡3,0 4,4

2004 326,0 53,3 16,3 255,5 78,4 14,8 4,5

2005 333,0 49,9 15,0 268,0 80,5 11,8 3,5

2006 335,0 46,0 13,7 275,6 82,3 10,2 3,0

2007 338,0 43,0 12,7 280,0 82,8 10,2 3,0

2008 332,3 39,2 11,8 277,6 83,5 10,5 3,2

* В последние годы ведется активная промышленная добыча нефти на юге Тюменской области, в Новосибирской и Омской областях, суммарный объем добычи в этих регионах составил в 2008 г. около 5 млн.т.

Разведанность начальных ресурсов нефти в России составляет около 35% (по шельфам - 2,5%). И это во многих вселяет определенный оптимизм. Но при этом возникают вопросы:

насколько достоверна оценка НСР УВ в целом и почему средняя величина запасов открываемых в последнее время нефтяных месторождений по России снизилась до 1,5 млн. т, а в Западной Сибири - до 3,0 млн. т.

Накопленная добыча нефти в России приближается к 18,0 млрд. т. Открытые запасы (примерно 2600 месторождений) выработаны более чем на 50%, в том числе по европейской части - на 65% (в Урало-Поволжье - более чем на 70%). Правда, пока почти не затронуты разработкой месторождения Ненецкого АО, Восточной Сибири, шельфововых зон.

Более 92% текущих запасов нефти (1850 месторождений) находятся в распределенном фонде недр. Отсюда следует важный вывод: Минпром-энерго России (в его лице государство) не распоряжается запасами нефти в стране. Правительство РФ может управлять нефтяными компаниями лишь через законодательную базу, в первую очередь через лицензирование, налоги, путем создания технических, технологических регламентов и нормативов. Пока же уров-

ни добычи, объемы инвестиций в разработку и геологоразведку целиком определяются ВИНК.

Однако анализ существующего законодательства по недропользованию заставляет усомниться в возможности рачительного использования нефтегазового комплекса и природных ресурсов страны. Об этом говорят, в частности, отмена отчислений на воспроизводство МСБ и введение плоской шкалы налога на добычу полезных ископаемых.

В настоящее время более 78% текущих запасов нефти (1350 месторождений) уже введены в разработку, лишь 8,5% текущих запасов (160 месторождений) подготовлено к разработке, 12,7% запасов (670 месторождений) числится в разведке, более 280 нефтяных месторождений законсервировано.

За последние 12 лет на баланс поставлено около 750 новых месторождений. Однако текущие промышленные запасы нефти в стране за этот период сократились на 15%, в Западной Сибири - на 20% (добыча и списание запасов намного превышали прирост). Резко ухудшилась текущая структура запасов: доля трудноизвлекаемых нефтей в текущих разведанных запасах по России превышает 60%.

Основной объем текущих запасов и добычи (до 85% в Западной Сибири) приходится на 191 месторождение. В настоящее время накопленная добыча по этим месторождениям превысила 50% их начальных запасов.

Степень выработанности запасов активно осваиваемых крупнейших месторождений (148) превышает в среднем по России 58%, из них на 104 месторождениях текущие промышленные запасы пока еще превышают 30 млн.т. Чтобы обеспечить максимальную добычу нефти, многие месторождения разрабатываются на форсированных режимах с годовыми отборами более 10% текущих запасов, например Лянторское, Повховское, Муравленковское и другие месторождения в Западной Сибири, Ардалинское - в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП). Никакого надзора со стороны государства за оптимальными (щадящими) режимами отбора нефти из месторождений не осуществляется.

Около 43 крупных месторождений находятся в начальной стадии разработки (выработаны менее чем на 10%) либо ожидают своего освоения. Большинство из этих месторождений (27), содержащих трудноизвлекаемые запасы либо ^ открытых в регионах, где отсутствует необходимая инфраструктура, находится в Западной Сибири. Среди них - Русское и Тазовское месторождения с запасами тяжелой нефти, подгазовые залежи Северо-Комсомольского, Комсомольского, Уренгойского, Заполярного и других месторождений, Салымское и другие месторождения со сложными коллекторами.

В 7 крупнейших нефтегазоконденсатных месторождениях Восточной Сибири сосредоточена пока основная масса промышленных запасов нефти региона - порядка 480 млн.т. Промышленные запасы 7 месторождений Ненецкого АО превышают 420 млн. т, 4 морских месторождений - 250 млн. т (в том числе 3 - на шельфе Сахалина, 1 - в Печорском море).

Основная же часть месторождений, ожидающих своего освоения, относится к разряду мелких и является низкорентабельной для разработки. Организация добычи нефти из малопродуктивных месторождений сопряжена с внедрением новых технологий разработки и необходимостью крупных инвестиций. Для этого требуется и иная, щадящая, система налогообложения.

В целом резерв для поддержания добычи нефти в стране (наряду с приростом запасов на разрабатываемых месторождениях), который может быть реализован до 2020 г., существует: это 480 месторождений распределенного и 600 месторождений нераспределенного фонда недр.10

ГЛАВА II. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ И ТЕНДЕНЦИИ НЕФТЕКОМПЛЕКСА РОССИИ

§ 2.1. Фактор экономики нефтедобывающей отрасли: аргументы и факты, задачи и перспективы

Россия исторически - страна больших проектов, и не может устойчиво развиваться и просто выживать вне этого мобилизующего фактора. При нынешней суперблагоприятной нефтяной конъюнктуре, экономика находится в состоянии оживления. Политическое руководство в общем правильно использует этот эффект для укрепления внешнеполитических позиций страны и развития экономики.

Вспомним нашу недавнюю историю. В 1965 году 30 тыс.т нефти добывала Тюмень, в 1970 г. - это было уже порядка 28 млн.т, а в 1980 г. - уже за 300 млн.т. На тысячи километров отстроенные дороги, инфраструктура, ЛЭП - все это сделано за 18 лет. Так, что 1991-2008 гг. это большой срок.

И в тоже время, необходимо заметить.

В существующей ныне модели функционирования нефтегазового комплекса российские природные ресурсы, российский сырьевой капитал и даже финансы работают на развитие иностранных технологий, производство иностранного оборудования и оплату иностранных специалистов. Смена модели функционирования российского нефтегазового комплекса равнозначна смене парадигмы развития всей национальной экономики. Ключевая проблема - как, в какие экономические сектора включить механизмы стабильного роста, который в развитых странах на 90% обеспечивается за счет научно-технического прогресса и инновационных схем. Тут спектр возможностей государства чрезвычайно широк. От формирования адекватных поставленным задачам принципов налогообложения, от ясного и непротиворечивого разделения функций и полномочий органов государственного управления, от выделения приоритетов промышленной и научно-технической политики, особенно в сфере наукоемких

10 Белонин, М.Д., Подольский Ю.В. Состояние сырьевой базы и прогноз возможных уровней добычи нефти в России до 2030 года//Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. № 5. 2006, с. 7-8.

производств двойного на значения - для нефтегазового и других секторов, до воссоздания на новом качественном уровне связки "наука - машиностроение -нефтегазовая промышленность", до модернизации квалификационных требований к подготовке и переподготовке российских специалистов, до более широкого привлечения иностранных инвестиций, в том числе на заемной основе и на основе прямого участия иностранных компаний.

В инвестиционном процессе всегда надо исходить из проекта. Для этого нужны люди, способные, во-первых, задумать и обосновать проект концептуально, затем, организационно, структурно и финансово его подготовить, и третье - запустить проект. Если первые две вещи есть, а также есть политическая и экономическая стабильность, найти деньги под проект не составляет больших проблем. Но, безусловно, во всей этой схеме банковская система играет не самую последнюю роль.

Тем, кто будет этим заниматься, необходимо иметь в виду опыт 1998 г. и пришедшее тогда отрезвление от массового увлечения финансово-кредитной деятельностью к ущербу реальной экономике - производству, живым активам.

Сейчас, при огромных финансовых ресурсах, которые поступают в страну за счет продажи нефти и газа, и в условиях некоторого оживления экономики, тяжело заработанное ощущение безусловного приоритета прямых проектов опять начинает ослабевать, и это уже заметно.

Конечно, современные банковские кадры - качественно лучше, существовавших в 1998 году. Достаточно высок кадровый потенциал банковского, финансового менеджмента, который у нас есть. Хуже другое. Пока этот кадровый потенциал не опирается в достаточной степени на достижения западного менеджмента. Не на западных специалистов, а на стандарты менеджмента, которые, признаем, наилучшим образом обкатаны для реализации проекта - от этапа его рассмотрения выработки программы, расчета рентабельности и т.д. Внедрение этих подходов и стандартов у нас отстает почти во всех структурах, с которыми мы сталкиваемся.

И все же следует сказать и об основных недостатках банковской системы Российской Федерации, которые мешают инвестиционным проектам не только нефтяного комплекса. Прежде всего:

• низкий уровень банковского капитала (зарегистрированный уставный капитал всех действующих кредитных организаций);

значительный объем невозвращенных кредитов, в результате чего существенная часть банковских активов оказалась обесцененной;

• высокая зависимость ряда банков от состояния государственных и местных бюджетов;

• чрезмерная концентрация усилий на развитии тех направлений банковской деятельности, которые приносили немедленный, в основном "спекулятивный" доход,'

• недостаточное внимание к кредитованию реального сектора экономики;

• высокая зависимость банков от их крупных акционеров, являющихся одновременно клиентами банков и участниками их финансово-промышленных групп;

• низкий профессиональный уровень руководящего звена ряда банков, а в отдельных случаях - личная заинтересованность банковских менеджеров в проведении операций, нарушающих интересы клиентов и акционеров;

• отсутствие или низкий патриотизм вложения денег в развитие российской экономики.

Следует попутно отметить и такие немаловажные аспекты, которые не редко не учитываются в инвестиционных проектах, в том числе и в нефтедобывающей отрасли.

Прежде всего, это проверка продукции не только на качество, но и на реакцию покупателей рынка.

Проверка продукции предполагает изучение реакции покупателей рынка на стимулы, используемые фирмами при реализации производственной, сбытовой и ценовой политики. Под "реакцией"рынка понимается любая умственная или физическая деятельность покупателя, вызванная стимулом.

Различные уровни реакции покупателя продукции можно классифицировать по определенным признакам, характеризующим в конечном счете спрос на продукцию фирмы:

• познавательная реакция, которая связана с усвоением и знанием информации о товаре;

• эмог(иональная (аффективная)реакция, обусловленная отношением к товару;

• поведенческая реакция, связанная с конкретными действиями покупателя при приобретении товара и его удовлетворенностью в процессе пользования им.

Существуют и другие подходы к оценке реакции рынка.

В практике оптимального планирования наибольшее распространение получили модели, позволяющие оценить продолжительность и стоимость работ.

Продолжительность работы может быть как определенной (детерминированной), полученной в ходе обработки информации, так и случайной величиной, задаваемой законом распределения (или плотностью распределения).

Стоимость работы зависит от ее сложности, длительности и технологии выполнения. Эту зависимость, или так называемую функцию "время -стоимость", можно определить путем калькулирования расходов или сбором и обработкой статистических данных, характеризующих различные варианты ее выполнения.

И, тем не менее, также заметим, что

Цели в области качества должны планироваться. Для этого они должны быть установлены в организационных структурах предприятия и согласованы с политикой в области качества.

Высшее руководство должно обеспечивать сохранение целостности системы менеджмента качества при планировании и внедрении в неё изменений. Соответственно оно должно установить ответственность, полномочия и обмен информации среди персонала, а также назначить представителя руководства из состава дирекции, который независимо от других обязанностей, должен нести ответственность и иметь полномочия, распространяющиеся на:

а) обеспечение разработки, внедрения и поддержания в рабочем состоянии процессов, требуемых системой менеджмента качества;

б) представления отчетов высшему руководству о функционировании системы менеджмента качества и необходимости её улучшения;

в) содействие распространению понимания требований потребителей по всему предприятию.

Кроме того, высшее руководство обязано обеспечить разработку на предприятии соответствующих процессов по обмену информацией, в том числе по вопросам результативности системы менеджмента качества.

Большое значение должно быть уделено вопросам анализа менеджмента качества со стороны руководства.

В анализ следует включать оценку возможностей улучшения и потребности в изменениях в системе менеджмента качества предприятия, в том числе в политике и целях в области качества.

Для обеспечения и применения процессного подхода при разработке, внедрении и улучшении результативности системы менеджмента качества предприятие должно определить и обеспечить ресурсы требуемые для:

а) внедрения и поддержания в рабочем состоянии системы менеджмента качества, а также постоянного улучшения её результативности;

а) документальное оформление политики и целей предприятия в области качества;

б) руководство по качеству;

в) документированные процедуры, требуемые системой менеджмента качества;

г) документы, необходимые предприятию для обеспечения планирования, осуществления процессов и управления ими;

д) записи требуемые системой менеджмента качества.

Система менеджмента предприятия, - это есть совокупность взаимосвязанных и взаимодействующих элементов для разработки политики целей и достижения этих целей. Сама же система менеджмента качества, - это есть руководство и управление предприятием применительно к качеству. С позиции пользователей инструментария под предприятием понимается группа работников с распределением ответственности, полномочий и взаимоотношений для решения проблем, возникающих в производстве.

Применяя инструментарий в системе менеджмента качества, предприятие должно:

а) определять процессы необходимые для системы менеджмента качества и их действия в решении проблем производства;

б) определять последовательность и взаимодействие этих процессов в решении проблем производства;

в) определять критерии и методы, необходимые для обеспечения результативности, как при осуществлении, так и при управлении этими процессами;

г) обеспечивать наличие необходимых ресурсов для поддержания этих процессов и проведения их мониторинга и ряд других ключевых критериев.

Предприятие также обязано проводить работу по анализу результативности системы менеджмента качества. Данные для анализа должны включать информацию, полученную в результате мониторинга и измерения в части:

а) удовлетворенности потребителей;

б) соответствию требованиям к продукции;

в) характеристикам и тенденциям процессов и продукции, включая возможности проведения предупреждающих действий;

Основополагающим требованием к системе менеджмента качества на предприятии должно быть условие постоянного её улучшения. Процесс улучшения должен осуществляться посредством:

а) использования политики и целей в области качества;

б) результатов аудита (проверок);

в) анализа данных мониторинга и измерений;

г) проведения предупреждающих и корректирующих действий, Для проведения корректирующих и предупреждающих действий

Для проведения корректирующих и предупреждающих действий должны быть разработаны документированные процедуры для определения требований к корректирующим действиям:

а) анализу несоответствий (включая жалобы потребителей);

б) установлению причин несоответствий;

в) оцениванию необходимости действий, чтобы избежать повторения несоответствий;

г) определению и осуществлению необходимых действий;

д) записям результатов предпринятых действий;

е) анализу предпринятых корректирующих действий.

И это далеко не полный перечень тех организационно-управленческих действий в современных условиях руководства качеством менеджмента управления нефтяной организацией или нефтеперерабатывающим предприятием. В связи с экономической перестройкой в стране предприятиям и организациям нефтяной отрасли открыты широкие пути реформирования системы управления и выход на новые более приемлемые, в новых условиях, формы и методы качества управленческого менеджмента.

Без учета выше обозначенных факторов невозможно осуществить инвестиционный проект нефтедобывающей или нефтеперерабатывающей отрасли, предприятия.

Отметим также и нижеследующие проблемы нефтяной отрасли.

Несмотря на относительно высокую обеспеченность российских компаний запасами в недрах, примерно в 2...2,5 раза выше, чем у ведущих мировых

компаний, они характеризуются очень неблагоприятными экономическими показателями. Чтобы нивелировать ухудшение качества сырьевой базы в старых районах, российским компаниям остро необходимо выходить в новые районы добычи с крупными месторождениями. К числу районов с такими запасами в России относятся: север Красноярского края и Эвенкия, Ненецкий АО, шельфы Каспийского, Охотского и Баренцева морей. Следует отметить, что отечественный бизнес не имеет опыта реализации новых проектов в неосвоенных районах.

Главная проблема освоения северных и новых территорий -значительная удаленность от рынков сбыта и плохо развитая инфраструктура. Из-за этого практически все крупные инвестиционные проекты в данных регионах находятся на пределе рентабельности. Поэтому очевидной становится необходимость участия государства в инвестиционной деятельности -особенно в развитии инфраструктуры новых проектов.

Один из вариантов решения данной проблемы - реализация подобных проектов в форме государственно-частного партнерства. При этом, единой модели не существует. В некоторых странах упор делается на создание новых объектов инфраструктуры, в других - на повышение эффективности работы существующих. В одних странах от бизнеса требуются крупные капиталовложения, а в других его роль ограничена эксплуатацией или управлением объектами инфраструктуры.

Для привлечения частных инвестиций в инфраструктурные проекты с длительными сроками окупаемости государству необходимо обеспечить более детальную нормативно-правовую базу, чем для большинства других секторов экономики. В то же время соглашения в рамках государственно-частного партнерства являются одними из самых сложных видов соглашений, которые заключаются властями.

Особенности новых проектов - высокие затраты на инфраструктуру районов, необходимость формирования координационных процедур и подходов к согласованию интересов различных компаний (владельцев лицензий при пользовании недрами), а также условий и предпосылок долгосрочного социально-экономического развития осваиваемых территорий.

Не менее принципиальная черта работы нефтегазовиков в новых районах - невозможность решения проблемы только в рамках "чистого бизнес-подхода", ориентированного только на коммерческую эффективность. Ни один из новых проектов в северных регионах мира, таких как Норвегия, Гренландия, Ньюфаундленд, северо-западные канадские территории и Юкон, Аляска (США) не рассматривался и не реализовывался в отрыве от решения задач социально-экономического развития территории. Таким образом, новые проекты в неосвоенных районах могут быть успешными только при комплексном подходе планировщиков и самом активном участии государства в лице и местной, и федеральной власти11.

" Шафраник, Т.К. Инвестиции в Российский нефтегазовый комплекс.//Энергетическая политика, 2007, № 6, с.З.

Заметим, что современная ситуация в нефтедобывающей промышленности России характерна тем, что основная добыча нефти сосредоточена в старых, ранее введенных в разработку районах - прежде всего, в ХМАО и Татарстане. Кроме того, добыча нефти на ранее введенных месторождениях отличается высокой интенсивностью отборов, что приводит к резкому снижению доли высо-коэффекгивных запасов в активах добывающих компаний. В то же время вновь открываемые месторождения в старых районах отличаются чрезвычайно "тяжелой" экономикой и условиями ввода их в разработку.

Россия входит в число главнейших нефтедобывающих стран мира, но сегодня возникает вопрос: может ли Россия сохранить высокие уровни добычи нефти на долгие годы?

Возможности развития ТЭК в любой стране и, естественно, в России определяются рядом факторов, к которым в первую очередь относятся:

состояние и темпы наращивания минерально-сырьевой базы (МСБ) углеводородов (УВ);

состояние основных фондов в нефтегазовой промышленности, в том числе в переработке;

налоговый режим и условия недропользования, объем инвестиций;

научно-технические достижения в разведке и разработке месторождений

УВ;

спрос на УВ-сырье и продукты его переработки внутри страны и за рубежом;

уровень цен на УВ. Сейчас положительная тенденция развития ТЭК определяется высокими ценами на нефть, газ и топливо. Оценка нефтегазового потенциала России, если под ним понимать лишь абсолютную величину начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ, также дает положительный ответ на поставленный вопрос. Однако состояние текущих запасов и основных фондов в ТЭК страны вызывает серьезные опасения.

Сырьевая база УВ объективно истощается, в структуре запасов быстро нарастает доля трудноизвлекаемых запасов, и в ближайшие 2-3 десятилетия нефтяная промышленность страны "обречена" работать с трудно-извлекаемыми запасами и малодебитными месторождениями, рентабельность разработки которых подвержена сильному влиянию мировых цен на нефть.

§ 2.2. Структурные затраты нефтяного комплекса и их слагаемые

Эффективность деятельности любого предприятия зависит от правильности планирования .затрат. Для поддержания конкурентоспособности основное внимание уделено сокращению контролируемых затрат на предприятиях нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Затраты образующие себестоимость продукции предприятий нефтегазодобывающего комплекса, группируют в соответствии с их экономическим содержанием по элементам: материальные затраты (за вычетом стоимости воз-

вратных отходов); затраты на оплату труда; отчисления на социальные нужды; амортизация основных фондов и прочие затраты. Смета коммерческих расходов составляется по следующим статьям затрат; отчисления во внебюджетные фонды; отчисления на НИОКР; расходы на транспортировку продукции; комиссионные сборы и прочие расходы по сбыту.

В расчетах влияния на себестоимость продукции основных технико-экономических факторов и изменения горно-геологических условий разработки нефтяных и газовых месторождений выделяют следующую группу факторов: повышение технического уровня производства; улучшение организации производства и труда; изменение объема и структуры производимой продукции и другие факторы.

В настоящее время в российских нефтяных компаниях в том или ином сочетании используются следующие методы контроля за уровнем и динамикой издержек: постатейный контроль затрат; регулирование численности персонала; контроль затрат на услуги подрядчиков; усиление заинтересованности персонала в снижении издержек; анализ отклонений на основе нормативных затрат и гибкой сметы; составление бюджета компании; контроль использования бюджета; нормирование трудовых, материальных и топливно-энергетических ресурсов.

Одним из перспективных методов контроля издержек является нормативная система управления затратами, которая представляет собой совокупность процедур по планированию, нормированию, отпуску материалов в производство, составлению внутренней отчетности, калькулирование себестоимости продукции, осуществлению экономического анализа и контроля на основе нормо-затрат.

Можно выделить три варианта организации нормативного учета затрат в нефтяном комплексе: учет по нормам затрат - фактические затраты складываются из нормативных отклонений от них; параллельный учет фактических и нормативных затрат - предполагает соблюдение норм основных затрат; смешанный способ - сумма отклонений от норм затрат определяются но каждой группе однородных продуктов в пределах ответного периода путем сопоставления фактических затрат с оцененным объемом выпуска продукции по нормативной себестоимости.

Экономия затрат, обусловленная в современных рыночных условиях изменением уровня техники, технологии и организации производства, является главным фактором, к которому надо стремиться, отражающим эффективность производства.

Экономия (Эп) равна разнице между среднегодовой себестоимостью нефти и газа в базисном году и их себестоимостью после проведения организационно-технических мероприятий, умноженной на объем добычи нефти и газа в планируемом году:

ЭП=(30К0+3|К,)/(К0+К1)-31КП,

где: 30 и 3[ - переменные затраты на одну тонну нефти, 1000 м3 газа до и после проведения мероприятия;

К0 и К; - количество нефти и газа, добытых с начала базисного года до и после проведения мероприятия;

К„ - количество нефти и газа, добываемых в планируемом году. В современных условиях рыночной экономики в России особую актуальность для всех нефтегазодобывающих компаний приобретает задача управления затратами материальных ресурсов.

Для эффективного управления затратами материальных ресурсов необходима обоснованная и апробированная практикой система нормирования. В рыночных условиях, где отсутствуют централизованные поставки материалов, нефтегазодобывающим компаниям приходится самостоятельно закупать материалы для основного и вспомогательного производства на основании собственных планов, составляемых на основе нормативной базы.

Основным инструментом управления затратами материальных ресурсов являются нормы расхода и запасов материалов. Норма расхода - это максимально допустимое плановое количество сырья, материала на производство единицы продукции установленного количества в планируемых условиях производства. Принципами нормирования материалов являются прогрессивность, выражаемая устойчивой тенденцией снижения затрат материальных ресурсов на производство единицы продукции; научно-техническая обоснованность, обеспечивающая учет в нормах достижений науки и техники; динамичность, предполагающая систематический пересмотр и переутвержде-ние норм по мере изменения производственных условий.

Нормы расхода и запасов материалов разрабатываются по группе основных материалов и по направлениям их использования. К группе основных относятся материалы: зависящие от фонда скважин; зависящие от протяженности трубопроводов; зависящие от подземного ремонта скважин; зависящие от количества и видов оборудования; зависящие от количества дожимных и кустовых насосных станций; химические реагенты; ГСМ; запчасти и инструмент; жидкие и газообразные смеси.

Основными направлениями использования материалов являются: для обсадных труб в бурении (кг/м проходки), в капитальном ремонте скважин -т/скв. действующего фонда; в бурении для. замены изношенных труб (кг/м проходки); для насосно-компрессорных труб на оборудование вновь вводимых скважин (т/ввод.скв.); для тампоиажного цемента в бурении - кг/м проходки.; для штанговых глубинных насосов - шт/скв.; для долот буровых скважин (шт./тыс. м проходки); для деэмульгаторов промысловой подготовки нефти (г/т подготовленной нефти); для ингибиторов (г/м жидкости) и прочие.

Что касается норм расхода, то информационная база включает в себя все объемные показатели производственной деятельности компаний: фонды скважин (эксплуатационный и действующий); конструкции скважин и подземных лифтов; проходка и добыча нефти; проектные глубины скважин; число вводимых скважин; первичные и повторные монтажи буровых установок; структура промысловых трубопроводов; планируемое количество капитальных ремонтов скважин и т.д.

Главная задача нормирования оборотных средств - это разработка экономически и технически обоснованных норм и нормативов, обеспечивающих при минимальных их размерах необходимые условия для бесперебойного протекания производственного процесса, реализации продукции и осуществление расчетов в установленные сроки. Нормативы оборотных средств зависят от условий производства, снабжения и сбыта продукции, технологии производства, длительности производственного цикла, норм расхода ресурсов, применения новых, прогрессивных и более дешевых материалов без ухудшения качества продукции и повышения ее себестоимости. Нормирование материально-технических ресурсов в рыночных условиях хозяйственной деятельности не теряет своей актуальности, что приводит к повышению эффективности использования оборотных средств.

Финансовое состояние предприятия любой отрасли народного хозяйства, в том числе и нефтяной, сложная экономическая категория, во многом зависящая от оптимальности структуры источников капитала и активов, а также от их уравновешенности.

Следует отметить, что в современных экономических условиях велика также роль ликвидности, достаточности капитала и оборотных средств предприятия.

Платежеспособность любого предприятия требует прогнозного анализа. Остановимся на 2-х методах, которые можно принять к действию в нефтяном комплексе страны.

Прогноз платежеспособности предприятий, по методу Альтмана. Для

построения своей многофакторной модели он использовал пять основных показателей и вывел регрессионное уравнение в виде индекса кредитоспособности

(г):

г = 3,ЭхК + 1,0хК2 + 0,6хК3 + 1,4 хК4+ 1,2хК5,

где; К|, К2, Кз, К4, К5 - показатели рассчитываются по следующим алгоритмам:

К| = Прибыль до выплаты процентов и налогов / Всего активов;

К2 = Выручка от реализации / Всего активов;

К3= Собственный капитал/Привлеченный капитал;

К4= Нераспределенная прибыль / Всего активов;

К5 = Чистый оборотный капитала / Всего активов.

Критическое значение индекса Ъ рассчитывалось Альтманом по данным статистической выборки и составило 2,675. Это позволяет провести границу между предприятиями и высказать суждения о возможной неплатежеспособности одних {Ъ<2,675) и достаточно устойчивом финансовом положении других (г>2,675). Безусловно, возможны отклонения от приведенного критического значения, поэтому был выделен интервал (1,81 - 2,99), названный "зоной неопределенности", попадание за границы которого с очень высокой вероятностью позволяет делать суждения в отношении оцениваемой компании: если 2<1,81, то предприятие относят к потенциальным неплательщикам, если Ъ<2,615, то суждение прямо противоположно.

Ж.Конан и М.Голдер разработали свою модель определения платежеспособности предприятий, позволяющую оценить вероятность задержки платежей предприятием в зависимости от значения следующего дискриминантного показателя:

с? = -0,16хУ|, - 0,22хУ, + 0,87У3 +0,10хУ4 - 0,24У5,

где:

У[= (денежные средства + дебиторская задолженность) / итог баланса;

Уг = (собственный капитал + долгосрочные пассивы) / итог баланса;

У3 = финансовые расходы (по обслуживанию займов) / выручка от реализации;

= расходы на персонал / добавленная стоимость (после налогообложения);

Уз= прибыль до выплаты процентов и займов /заемный капитал.

Вероятность задержки платежей предприятиями, имеющими различные значения показателя (5 в определенных интервалах.

Увеличить объем собственных финансовых ресурсов можно также путем: сокращения суммы постоянных расходов на содержание управленческого персонала (командировочные расходы и т.п.), роста фондоотдачи, сокращения расходов на содержание перевалочных баз, снижения уровня переменных затрат, ускоренной амортизации, инвентаризации и реализации неиспользуемых основных средств.

При этом особое внимание следует уделить вопросам ресурсосбережения и внедрения новых прогрессивных технологий позволяющих перерабатывать попутный газ при добыче нефти в электроэнергию для собственных нужд. Для систематизированного выявления и обобщения всех видов потерь предприятии целесообразно вести специальный реестр потерь с классификацией их по определенным группам.

Сбалансированный и синхронизированный приток и отток денежных средств, привлечение кредитов под прибыльные проекты, факторинг, лизинг позволит предприятию достичь максимума в своем производственном и финансовом развитии.

Важное значение имеет в этой связи оценка будущих затрат. В том числе затрат и по инвестиционным проектам, которые сегодня так необходимы современному нефтяному комплексу страны.

Оценка будущих затрат и выгод основана на чистой текущей стоимости, для определения которой требуется:

а) - выбрать подходящую ставку дисконтирования будущих денежных доходов и расходов, которая отражала бы ожидаемую инвестором доходность от инвестиционных решении и степень риска инвестирования;

б) - определить текущую стоимость ожидаемых от инвестиционного проекта денежных доходов;

в) - вычислить текущую стоимость требуемых для инвестиционного проекта денежных расходов (капиталовложений);

г) - из текущей стоимости ожидаемых доходов вычесть текущую стоимость ожидаемых расходов. Полученная сумма составляет чистую текущую стоимость инвестиционного проекта.

При выборе альтернативных независимых инвестиционных решений в условиях ограниченности финансовых ресурсов необходимо определить чистую дисконтированную стоимость денежных потоков от инвестиций как по ставке дисконтирования, равной проценту по привлеченным средствам, так и по ставке дисконтирования, равной проценту по вложенным средствам12. При ставке дисконтирования, равной проценту по привлеченным средствам, инвестиционный проект следует одобрить, если дисконтированная стоимость денежных потоков положительная. Проект стоит осуществить, даже если придется использовать заемный капитал.

Если инвестиционный проект не проходит по данному критерию, то необходимо найти дисконтированную стоимость денежных потоков при ставке дисконтирования, равной ссудному проценту. Также заметим, что подходы к формированию институциональной подсистемы, обеспечивающей эффективное развитие нефтегазового сектора, в существенной степени зависят как от объективных условий и характеристик активов сектора, так и от сложившейся ранее практики его функционирования. Это соображение касается и нефтегазового сектора в целом, и отдельных его составляющих - добычи нефти и газа, транспортировки, а также последующей реализации произведенных продуктов. Одной из важнейших предпосылок формирования эффективной системы регулирования нефтегазовых операций является учет системно-специфических особенностей и характеристик основных активов рассматриваемого сектора экономики.

Проблема учета отраслевых и системно-специфических особенностей активов наиболее остро стоит в случае нефтяного попутного газа - газообразных и легких углеводородов, добываемых совместно с нефтью. Данные углеводороды обладают целым рядом особенностей с точки зрения формирования соответствующей институциональной подсистемы, направленной на их эффективное освоение и последующее использование:

во-первых, по своему составу нефтяной (попутный) газ занимает промежуточное положение между профильными продуктами нефтедобывающей и газодобывающей отраслей промышленности;

во-вторых, специфические особенности промежуточного положения обусловили во многом и уникальную организационно-технологическую схему освоения и использования данного вида сырья. В рамках системы централизованного планирования и управления данные углеводороды долгое время оставались на положении второстепенного продукта, причиняющего больше хлопот и создающего больше проблем, чем выгод;

12 Привлеченные средства - привлечение капитала на рынке через выпуск ценных бумаг (акций и облигаций). Вложение средств рассматривается как приобретение портфеля ценных бумаг, риск которых приблизительно такой же, как у имеющихся у фирмы активов.

в-третьих, повышенная удельная капиталоемкость освоения и использования нефтяного (попутного) газа остро ставит проблему эффективного регулирования процесса его использования на региональном уровне;

в-четвертых, отсутствие эффективных процедур регулирования освоения и использования нефтяного (попутного) газа напрямую ведет к повышенным социальным издержкам общества (сжигание нефтяного газа в атмосфере наносит ущерб окружающей среде и напрямую влияет на состояние здоровья населения нефтегазовых регионов).

Системы сбора и утилизации нефтяного (попутного) газа, созданные в рамках централизованного планирования и управления, не позволяют в полной мере осуществлять свободные рыночные трансакции. Всегда существует возможность проявления монополии со стороны собственника уникальных производственно-технологических активов - как с точки зрения доступа к ним, так и с точки зрения условий использования сооружений и трубопроводов. В сфере утилизации нефтяного газа, в частности, пересекается влияние системно-специфических особенностей активов и монопольное положение собственников данных активов, что, в конечном счете, не позволяет эффективно использовать добываемые попутные углеводороды.

При анализе подходов к решению проблем утилизации нефтяного газа следует исходить из приоритетной роли государства, поскольку:

• государство является проводником общенациональных экономических интересов, имеющих приоритет по сравнению с интересами отдельных секторов экономики и отдельных компаний;

• государство обладает наиболее широким арсеналом регулирующих инструментов, которые могут использоваться для согласования интересов в экономике, и в его компетенцию входит формирование нормативно-правовой и процедурной базы, необходимой для решения экономических проблем.

Один из важнейших национальных интересов заключается в рациональном использовании ресурсов углеводородного сырья и в том числе нефтяного попутного газа. Причем указанный интерес является непосредственным и включает различные аспекты, начиная с обеспечения энергоснабжения и заканчивая фискальным. Помимо этого в сферу непосредственных интересов государства входят вопросы, связанные с охраной окружающей среды и, в частности, предотвращение сжигания (или распыления в атмосферу) попутного газа13. Используя потери газа в интересах производства, нефтекомплекс получает только прибыль.

13 Крюков, В.А., Сшткин, В.Ю., Токарев, А.Н., Шмат, В.В. Как потушить факелы на российских нефтепромыслах: институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа). - Новосибирск, 2008, с.8-9.

§ 2.3. Расчетные показатели и характеристики инвестиционных проектов на примере нефтяной отрасли, предприятия

Нефтяная отрасль, не только Российской Федерации, требует инвестиционных проектов на освоение новых месторождений и модернизацию существующих. То есть расчетов эффективного вложения в проект финансовых средств.

Условия финансовой реализуемости и показатели эффективности рассчитываются на основании денежного потока Фт, конкретные составляющие которого зависят от оцениваемого вида эффективности.

На разных стадиях расчетов в соответствии с их целями и спецификой ПФ финансовые показатели и условия финансовой реализуемости ИП оцениваются в текущих или прогнозных ценах. Остальные показатели определяются в текущих или дефлированных ценах.

Чистым доходом (другие названия - ЧД, Net Value, NV) называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчетный период: ЧД = SUM Фш, ш

где суммирование распространяется на все шаги расчетного периода.

Важнейшим показателем эффективности проекта является чистый дисконтированный доход (другие названия - ЧДД, интегральный эффект, Net Presen Value, NPV) - накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. ЧДД рассчитывается по формуле:

ЧДД = SUM Фш АЛЬФ Am (Е). m

ЧД и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта соответственно без учета и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результатов), относящихся к различным моментам времени.

Разность ЧД - ЧДД нередко называют дисконтом проекта.

Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным; при сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности).

Внутренняя норма доходности (другие названия - ВНД, внутренняя норма дисконта, внутренняя норма рентабельности, Internal Rate of Return, IRR). В наиболее распространенном случае ИП, начинающихся с (инвестиционных) затрат и имеющих положительный ЧД, внутренней нормой доходности называется положительное число Ев, если:

- при норме дисконта Е = Ев чистый дисконтированный доход проекта обращается в О,

- это число единственное.

В более общем случае внутренней нормой доходности называется такое положительное число Ев, что при норме дисконта Е = Ев чистый дисконтированный доход проекта обращается в О, при всех больших значениях Е - отрица-

телен, при всех меньших значениях Е - положителен. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует.

Для оценки эффективности ИП значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта Е. Инвестиционные проекты, у которых ВНД > Е, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД < Е, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД < Е, имеют отрицательный ЧДД и потому неэффективны.

ВНД может быть использована также:

- для экономической оценки проектных решений, если известны приемлемые значения ВНД (зависящие от области применения) у проектов данного типа;

- для установления участниками проекта нормы дисконта Е по данным о внутренней норме доходности альтернативных направлений вложения ими собственных средств.

Для оценки эффективности ИП за первые к шагов расчетного периода рекомендуется использовать следующие показатели:

- текущий чистый доход (накопленное сальдо):

к

ЧД (к) = SUM Фт т=о

- текущий чистый дисконтированный доход (накопленное дисконтированное сальдо):

к

ЧДД (к) = SUM Фт АЛЬФ Am (Е)

- текущую внутреннюю норму доходности (текущая ВНД), определяемая как такое число ВНД (к), что при норме дисконта Е = ВНД (к), величина ЧДД (к) обращается в 0, при всех больших значения Е - отрицательна, при всех меньших значениях Е - положительна. Для отдельных проектов и знаний к текущая ВНД может не существовать.

Сроком окупаемости ("простым" сроком окупаемости, payback period) называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Начальный момент указывается в задании на проектирование (обычно это начало нулевого шага или начало операционной деятельности). Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый доход ЧД (к) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

При оценке эффективности срок окупаемости, как правило, выступает только в качестве ограничения.

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до "момента окупаемости с учетом дисконтирования". Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый дисконтированный доход ЧДД(к) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Потребность в дополнительном финансировании (ПФ) - максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопленного сальдо от инвестиционной и операционной деятельности (см. ниже). Величина ПФ показывает минимальный объем внешнего финансирования проекта, необходимый для обеспечения его финансовой реализуемости. Поэтому ПФ называют еще капиталом риска. Следует иметь в виду, что реальный объем потребного финансирования не обязан совпадать с ПФ и, как правило, превышает его за счет необходимости обслуживания долга.

Потребность в дополнительном финансировании с учетом дисконта (ДПФ) - максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопленного дисконтированного сальдо от инвестиционной и операционной деятельности (см. ниже). Величина ДПФ показывает минимальный дисконтированный объем внешнего финансирования проекта, необходимый для обеспечения его финансовой реализуемости.

Индексы доходности характеризуют (относительную) "отдачу проекта" на вложенные в него средства. Они могут рассчитываться как для дисконтированных, так и для недисконтированных денежных потоков. При оценке эффективности часто используются:

- Индекс доходности затрат - отношение суммы денежных притоков (накопленных отступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам).

- Индекс доходности дисконтированных затрат - отношение суммы дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков.

- Индекс доходности инвестиций (ИД) - отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. Он равен увеличенному на единицу отношению ЧД к накопленному объему инвестиций.

- Индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДЦ) - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИДД равен увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

При расчете ИД и ИДД могут учитываться либо все капиталовложения за расчетный период, включая вложения в замещение выбывающих основных фондов, либо только первоначальные капиталовложения, осуществляемые до ввода предприятия в эксплуатацию (соответствующие показатели будут, конечно, иметь различные значения).

Индексы доходности затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧД положителен.

Проект считается устойчивым, если при всех сценариях он оказывается эффективным и финансово реализуемым, а возможные неблагоприятные последствия устраняются мерами, предусмотренными, I организационно-экономическим механизмом проекта.

В целях оценки устойчивости и эффективности проекта в условиях неопределенности рекомендуется использовать следующие методы (каждый следующий метод является более точным, хотя и более трудоемким, и поэтому применение каждого из них делает ненужным применение предыдущих):

1)укрупненную оценку устойчивости;

2) расчет уровней безубыточности;

3) метод вариации параметров;

4) оценку ожидаемого эффекта проекта с учетом количественных характеристик неопределенности. Все методы, кроме первого, предусматривают разработку сценариев реализации проекта в наиболее вероятных или наиболее опасных для каких-либо участников условиях и оценку финансовых последствий осуществления таких сценариев. Это дает возможность при необходимости выбрать наиболее эффективный путь реализации проектов.

Также следует отметить, что любые две работы осуществления проекта объективно могут быть связаны между собой условием предшествования, когда одна из них выполняется лишь после завершения другой, либо они не имеют такой связи (в этом случае допустимо их выполнение в любой последовательности, в том числе и одновременно).

Завершение одной или нескольких работ и начало другой или нескольких в сетевой модели называют промежуточным событием.

Как правило, в сетевых моделях, кроме промежуточных, обычно выделяют исходные события, не имеющие предшествующих работ, и завершающие события, за которыми не следует никаких работ. Завершающие события одновременно являются целевыми событиями, означающими достижение всего комплекса работ, причем, в качестве целевых могут выступать некоторые промежуточные события.

Кроме ожидаемых событий, нередко выделяют еще и контрольные события, которые представляют интерес для службы управления проектом, осуществляющей его финансирование и окончательные расчеты по отдельным этапам.

В ряде случаев необходимо сократить продолжительность выполнения отдельных работ и тем самым сроки наступления событий, от которых зависит эффективность инвестиционного проекта. Тогда в качестве исходной принимают многоцелевую сетевую модель с учетом временных характеристик, в которой может быть выявлен критический путь и в пределах которого можно выполнить весь комплекс работ, предшествующих эксплуатации предприятия. При этом могут быть заранее установлены несколько исходных и целевых событий и, самое главное, определены ограничения на сроки свершения контрольных событий. К ним следует, к примеру, отнести: ТЭО, разработку проектно-сметной документации, завершение строительства зданий и сооружений, монтаж технологического оборудования и выпуск опытной партии продукции.

Таким образом, с помощью сетевой модели выполнения основных этапов инвестиционного проекта можно выявить временные характеристики предполагаемых работ и установить события, от которых зависит в конечном итоге

эффективность выполнения инвестиционного проекта. При этом возможно также решение оптимизационных задач, в частности, задачи минимизации выделения финансовых ресурсов при сохранении установленных сроков осуществления необходимых работ.

При всем многообразии используемых методов и подходов, реализуемых в рамках созданного программного обеспечения, всегда будет существовать временной фактор, играющий ключевую роль при оценке инвестиционного проекта. В связи с этим представляется целесообразным рассмотреть график в виде отдельных циклов развития проекта.

Первая прединвестициопная фаза включает в себя следующие мероприятия:

• проверку первоначального замысла проекта;

• составление задания на разработку и обоснование проекта;

• разработку бизнес-плана;

• выбор местоположения объекта;

■ выделение инвестиций на проектирование;

• проведение тендеров на проектирование;

• выбор проектной организации и заключение с ней договора;

• разработку ТЭО;

• разработку проектно-сметной документации (ПСД);

• утверждение ПСД;

• отвод земли под строительство;

• получение разрешения на строительство;

• проведение тендеров на строительство;

• разработку рабочей документации;

• заключение подрядного договора.

на зона положительных значений ЧДД. Она охватывает не только первый и второй, но и частично третий вариант. Однако в том случае, если комбинация значений интегрального эффекта будет соответствовать третьему варианту, инвестировать проект, скорее всего, нецелесообразно из-за высокого риска (в четвертом варианте - тем более).

Нетрудно установить, что вывод о целесообразности инвестирования представляет собой экспертную оценку, сделанную без учета вероятности возникновения оптимистического, наиболее вероятного и пессимистического сценариев динамики денежных потоков. Определенным основанием для такого подхода может служить сложность получения достаточно достоверных оценок вероятности возникновения рассматриваемых сценариев. Если, однако, такие достоверные оценки все же могут быть получены, то окончательный вывод об эффективности проекта может быть сделан по результатам определения математического ожидания ЧДДСр при помощи следующей простой формулы:

ЧДДсР = ЧДЦ0 • Р0 + ЧДДИв • Рм + ЧДДп ' Р„ , где:

ЧДД0; р0 - ЧДД по оптимистическому сценарию и вероятность наступления этого сценария; ЧДД„В; Рнв - то же по наиболее вероятному сценарию; ЧДДП ; Рп - то же по пессимистическому сценарию.

Следует отметить, что модификация метода тройного расчета, связанная с использованием указанной формулы может рассматриваться в качестве логического продолжения рассмотренного ранее метода оценки изменчивости доходности активов, входящих в инвестиционный портфель.

Необходимо особо подчеркнуть, что степень прединвестиционных исследований и проработок может варьироваться в зависимости от требований инвестора, возможности финансирования со времени, отведенного на их проведение. Принято выделять три уровня прединвестиционных исследований: исследования возможностей; подготовительные, или предпроектные исследования; оценка осуществимости или технико-экономические исследования.

Остановимся на некоторых методах анализа эффективности инвестиционного проекта. Начнем с метода сценарного анализа.

Суть данного метода заключается в моделировании оптимистического, наиболее вероятного и пессимистического сценариев динамики денежных потоков по проекту и определении ключевых оценочных показателей эффективности инвестирования по каждому из них (метод получил свое название по количеству моделируемых сценариев).

Схема № 1

Характеристика метода тройного расчета для оценки влияния рисков на принятие решения о целесообразности инвестирования

Сценарий динамики изменения денежных поступлений и выплат по проекту Номер варианта комбинации значений ЧДЦ

1 2 3 4

Оптимистический ЧДД>0 чдд>о ЧДД>0 ЧДД<0

Наиболее вероятный ЧДД>0 ЧДД>0 ЧДЦ<0 ЧДД<0

Пессимистический чдц>0 ЧДД<0 ЧДД<0 ЧДД<0

Вывод о целесообразности инвестирования Положительный Положительный Отрицательный Отрицательный

Суть метода тройного расчета иллюстрируется данными схемы 2. В ней представлены все возможные комбинации значений ЧДД в рассматриваемых сценариях динамики денежных потоков. В таблице сплошной линией выделе-

Схема № 2

Сравнительная характеристика различных подходов к оценке результатов применения метода тройного расчета

Сценарий динамики изменения денежных поступлений и выплат по проекту Экспертная оценка результатов Оценка результатов при помощи форм. 85

Оптимистический ЧДЦ, млн руб. Вероятность 5 5 0,4

Наиболее ЧДД, млн руб. -1 -1

вероятный Вероятность - 0,5

Пессимистический ЧДД, млн руб. -5 -5

Вероятность - 0,1

Математическое ожидание ЧДД Не определяется +1

Вывод о целесообразности инвестирования Проект Проект

отклоняется осуществляется

Тогда при экспертной оценке получаемых результатов проект должен быть отклонен (признан неэффективным) на том основании, что в большинстве сценариев (двух из трех) величина ЧДД оказалась отрицательной. Но учет вероятности возникновения каждого из сценариев меняет этот вывод на противоположный, поскольку математическое ожидание ЧДД положительно. Так получилось потому, что вероятность оптимистического сценария достаточно высока (р0 = 0,4) и значительно, в четыре раза, превышает вероятность возникновения пессимистического сценария.

Необходимо обратить внимание, что в современных условиях реформирования российской экономики получить надежную информацию о возможных сценариях изменения денежных потоков в ходе реализации проекта и, тем более, о вероятности возникновения этих сценариев крайне затруднительно. Это приводит к тому, что предприниматели весьма прохладно относятся к различным методам математического моделирования рисков, предпочитая применению изощренных методов их учета возможно более раннюю диагностику причин возникновения инвестиционных рисков.

Метод анализа чувствительности результатов оценки эффективности инвестиционного проекта существенно отличается от предыдущего.

Суть анализа чувствительности заключается в оценке изменчивости ключевых оценочных показателей (ЧДД, срока окупаемости, внутренней нормы прибыли) под влиянием незначительных колебаний входных параметров (например, объема платежеспособного спроса, цен на комплектующие, уровня оплаты труда, темпов инфляции и т.д.). Важным условием применимости анализа чувствительности является вариация только одного из входных параметров, в том время как значения остальных параметров должны оставаться без изменений. Среди конкретных методов анализа чувствительности можно выделить:

а) метод критических переменных. Его суть - в поиске тех значений входных параметров, которые обращают в нуль чистый дисконтированный доход (т.е. являются граничными с точки зрения принятия инвестиционных решений). По соотношениям критических и наиболее вероятных значений этих параметров отбирают те, которые в наибольшей степени влияют на результаты оценки эффективности инвестиций, и определяют мероприятия по предотвращению возможных негативных последствий их изменения в течение периода реализации проекта.

Логика применения метода критических переменных представлена на примере данных таблицы № 2. Из приведенных в таблице результатов расчетов видно, что критическими переменными являются цена реализации продукции и объем продаж в натуральном выражении.

Действительно снижение показателей, соответственно, на 1,5 и 2% сразу приводит к уменьшению ЧДД до нуля. По другим приведенным в таблице показателям запас прочности существенно выше (например по расходам на приобретение сырья - 12%). С точки зрения учета рисков полученные выводы о перечне критических переменных указывают на необходимость детализации плана маркетинга в части анализа обоснованности цен реализации, емкости рынка и платежеспособного спроса;

б) метод целевых величин заключается в определении эластичности ключевых оценочных показателей эффективности к изменению различных входных параметров (например, в определении того, на сколько процентов уменьшится ЧДД при снижении цены реализации на 1%). Параметры с максимальной эластичностью отбираются для последующего более тщательного анализа и выбора системы мероприятий с целью минимизации рисков их значительного негативного изменения.

По сути, метод целевых величин имеет общую идеологическую основу с методом критических переменных. И в том, и в другом случае результатом применения метода является отбор тех параметров, к изменению которых ЧДД (или другие важнейшие показатели эффективности инвестирования) наиболее чувствительны. Их отличия связаны с использованием разных алгоритмов отбора таких параметров.

Для того чтобы понять суть этих отличий, рассмотрим данные таблицы 3, раскрывающей логику применения метода целевых величин.

Таблица № 7

Выбор критических переменных путем анализа чувствительности чистого дисконтированного дохода

Показатели Отклонение от вероятного Место показателя

значения показателя, в ранжированном

обращающее ЧДД в нуль ряду критических

(в %) переменных

Сметная стоимость объекта Повышение на 7% 3

Цена электроэнергии Повышение на 15% 5-6

Расходы на получение сырья Повышение на 12% 4

Уровень оплаты труда Повышение на 18% 7

Цена реализации продукции Снижение на 1,5% 1

Объем продаж в натуральном Снижение на 1% 2

выражении

Процентная ставка по кредитам Повышение на 15% 5-6

Таблица № 8

Оценка чувствительности чистого дисконтированного дохода методом целевых величин

Показатели Снижение ЧДЦ при Ранжированный по

изменении вероятного убыванию чувстви-

значения показателя тельности ЧДД ряд

на1% (в %) рассматриваемых показателей

Сметная стоимость объекта 8 1

Цена электроэнергии 1,5 4

Расходы на приобретение сырья I 5

Уровень оплаты груда 0,8 6

Цена реализации продукции 2,5 3

Объем продаж в натуральном выра- 3 2

жении

Процентная ставка по кредитам 0,5 7

Примечание: Результаты анализа соответствуют принятому допущению, при котором цена реализации продукции и объем продаж в натуральном выражении уменьшаются на 1%, а остальные показатели на 1% увеличиваются.

Из примера, рассмотренного в таблице, следует, что ключевые оценочные показатели эффективности инвестирования наиболее чувствительны к изменению сметной стоимости строительства объекта. Практическая значимость этого вывода могла бы состоять в том, что, прежде чем принять окончательное решение о целесообразности инвестирования, участники проекта сосредоточились бы на поиске резервов снижения размера необходимых капиталовложений путем сокращения сроков строительства, использования типовых инженерных решений, оптимизации управления оборотным капиталом строительной компании и т.д.

Безусловно, результаты анализа чувствительности не следует воспринимать как застывшую догму. В частности, если речь идет об оценке эффективности газотранспортной инфраструктуры, то даже признание критической переменной объема продаж газа не будет означать необходимости автоматической корректировки той части плана маркетинга, которая связана с анализом емкости рынка, поскольку сбыт газа является практически гарантированным.

Эти и другие возможные модификации метода анализа чувствительности отличаются повышенной трудоемкостью практического применения и по этой причине недостаточно популярны. Однако их несомненное преимущество заключается в возможности достаточно точной диагностики параметров, оказывающих решающее влияние на результаты определения ЧДД, срока окупаемости, внутренней нормы доходности и индекса доходности инвестиций. Именно поэтому анализ чувствительности является одним из основных методов учета инвестиционных рисков.

Нельзя не сказать несколько слов и о таком анализе инвестиционных проектов, как учет инвестиционных рисков с использованием метода экспертных оценок.

Сущность метода экспертных оценок заключается в определении предварительно выбранными экспертами сравнительных балльных оценок различных простых рисков. Поскольку рассматриваемые риски неравноценны между собой, то разработчиками проекта, как правило, независимо от группы экспертов, определяются весовые коэффициенты значимости каждого простого риска. Итогом подобных расчетов является средневзвешенная балльная оценка риска варианта реализации проекта, определяемая по формуле: Б = О1 • Я/ + 0? • а? +... + О,■ • а,-, где:

О,, а, - балльная оценка экспертом простого риска _)-го вида и весовой коэффициент его значимости; Б - средневзвешенный балл, характеризующий мнение конкретного эксперта об уровне риска реализации проекта по рассматриваемому варианту.

Полученные подобным образом оценки экспертов усредняются (либо путем определения среднеарифметической, либо путем определения средневзвешенной, с учетом квалификации экспертов, величины), и выбираются наиболее приемлемые расчеты.

ГЛАВА III. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ И

УПРАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОМ КОМПЛЕКСЕ: РОЛЬ И ЗНАЧЕНИЕ ЭКСПОРТА, ЦЕНЫ И ФОНДА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

§ 3.1. Структурные организационные факторы нефтедобычи и роль управленческой системы данного процесса

Россия, страна больших надежд и ожиданий в совершенствовании организационной и управленческой структуры нефтяного комплекса. Огромна роль в данном вопросе вертикальных интегрированных компаний.

Нефтегазовый комплекс всегда был и остается одной из наиболее значимых для государства сфер экономики. Он относится к стратегическим отраслям экономического и общественно-политического развития страны. В ходе реструктуризации данной отрасли, которая началась одной из первых в стране, произошло формирование вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК).

С одной стороны, создание ВИНК происходило при содействии государства, которое при этом стремилось к удовлетворению стратегически важных интересов. Крупные компании топливно-энергетического комплекса могли служить главным источником поступления финансовых ресурсов в государственную казну. На них планировалось переложить и большую часть налогового бремени, которое в условиях переходного периода имело тенденцию к росту.

Образование ВИНК было способно обеспечить для страны более активную роль в мировом сообществе.

С другой стороны, уменьшались возможности использования средств на нужды отечественного развития, на улучшение технико-технологического обеспечения как данной отрасли, так и всей экономики в целом. Со временем государственные интересы начинали вступать в противоречие с интересами компаний, и ВИНК под влиянием ряда проблем рыночного периода и несовершенного законодательства начали обретать все большую независимость от государственного регулирования и контроля за их деятельностью.

Кроме того, в нефтегазовом комплексе стали наблюдаться негативные тенденции вертикальной интеграции, которые привели к снижению эффективности функционирования предприятий в нефтегазовом комплексе как ВИНК, та к и независимых нефтяных компаний (ННК), создавая для них сложные условия функционирования. ВИНК дали 88% добычи нефти в 2007 г., 93,7% составило бурение скважин, они ввели 81 % новых месторождений. Однако даже по этим показателям позиции ВИНК за последние 3 года ухудшаются, что свидетельствует о наличии ряда финансово-экономических проблем в их функционировании. В этой связи вопросы совершенствования функционирования ВИНК на современном этапе были и остаются актуальными. Более того, значимость реструктуризации ВИНК на современном этапе развития национальной экономики усиливается двумя обстоятельствами. Первое - российская экономика находится на этапе экономического роста, который во многом определяется ростом государственных доходов от нефтегазового комплекса. Второе - российское правительство взяло курс на инновации и инвестиции как главный путь повышения эффективности функционирования отечественной промышленности. Эти обстоятельства определили цель данной статьи, которая состоит в обосновании финансово-экономиче-ских условий повышения эффективности функционирования ВИНК в новых условиях развития экономики страны14.

При обосновании основных условий повышения эффективности функционирования нефтегазового комплекса (НТК) необходимо учитывать соотношение коммерческих интересов хозяйствующих субъектов и интересов федеральных, региональных и местных органов власти. Это связано с тем, что все предпосылки в своей основе опираются на это базовое положение.

В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют семь вертикально-интегрированных нефтяных компаний, концерн "Газпром" (включая активы компании "Газпром нефть") и более 140 сравнительно небольших компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, в том числе в составе горно-металлургических ("Норильский никель", "АЛРОСА") и других интегрированных компаний.

14 Бандурян, Г.Л., Петрюк, O.A. Финансово-экономические условия повышения эффективности функционирования вертикально интегрированных компаний нефтегазового комплекса//Финансы и кредит, № 9 (345), 2009 года, с. 12.

Основной рост добычи в 2000-2007 гг. происходил за счет крупных компаний, обладающих финансовыми ресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, а также благодаря интенсификации добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшие темпы роста добычи нефти показали "Газпром нефть" (до 2006 г. "Сибнефть"), "ТНК-ВР", "Роснефть", "ЮКОС" (до 2004 г., позднее активы компании перешли под контроль "Роснефти"), "Сургутнефтегаз".

Схема № 3

Финансово-экономические условия повышения эффективности функционирования вертикально интегрированных компаний

С конца 1990-х до начала 2000-х в нефтегазовом комплексе России шли процессы передела и укрупнения собственности в результате централизации и концентрации производства и капитала. В начале 2009 г. на долю вертикально-интегированных нефтегазовых компаний (включая "Газпром") приходилось около 93% всей добытой в стране нефти.

Наиболее заметный прирост добычи нефти в России в 2008 г., позволивший отчасти компенсировать падение на других объектах, показало крупнейшее нефтедобывающее предприятие "Роснефти" - "Юганскнефтегаз" (5 млн т)

благодаря выходу на проектную мощность Приобского месторождения. В результате "Роснефти" удалось увеличить добычу за год на 3,1%.

По итогам 2008 г. положительный прирост добычи нефти показали "Роснефть" (3,1%), "Татнефть" (1,2%), "Башнефть" (1,1%) и "РуссНефть" (0,5%). Наибольшее снижение добычи нефти зафиксировали контролируемая "Газпромом" и "ТНК-ВР" "Славнефть" (-6,4%), "Газпром нефть" (-5,6%), "Сургутнефтегаз" (-4,4%), что связано с исчерпанием сырьевой базы на разрабатываемых месторождениях в традиционных нефтедобывающих районах России, прежде всего, в Западной Сибири и в европейской части, недостаточной инвестиционной активностью в части ввода в разработку новых месторождений и проведения геологоразведочных работ. "ТНК-ВР", "Лукойл", "Газпром" допустили снижение добычи жидких углеводородов от 0,9 до 3,3%'5.

В европейской части России в 2008 г. добыто около 29% российской нефти. Прирост составил около 2,1%, что связано с расширением добычи в Ти-мано-Печорской провинции (на 5,8%), а также в Волго-Уральской (2,7%). Развитие проектов "Лукойла" в Тимано-Печоре и на шельфе Северного Каспия позволит в ближайшие годы увеличить добычу нефти в регионе. Но уже с 2009 г. ожидается сокращение добычи нефти в Урало-Поволжье и продолжение падения на Северном Кавказе, прежде всего, за счет снижения производства в Татарстане, Башкирии, Ставропольском и Краснодарском краях, Саратовской области, других регионах.

В Восточной Сибири, включая Республику Саха, в результате запуска участка нефтепровода ВСТО с октября 2008 г. происходит быстрое наращивание добычи. В целом в 2008 г. там добыто около 1,4 млн. т (в 3,5 раза больше, чем в 2007 г.), из которых свыше 0,8 млн. т - на крупнейших Талаканском и Верхнечонском месторождениях. В первом квартале 2009 г. добыча нефти в регионе увеличилась почти в 10 раз по сравнению с соответствующим периодом 2008 г. Ожидается дальнейший рост добычи нефти на месторождениях Сибирской платформы, прежде всего, в Лено-Тунгусской провинции. Ведется подготовка к промышленной эксплуатации Ванкорского месторождения на севере Красноярского края, в геологическом плане приуроченного к ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции.

Добыча нефти на Сахалине снизилась в 2007-2008 г. с 14,5 до 12,9 млн т. Основное сокращение произошло в рамках проекта "Сахалин-1" в результате исчерпания сырьевой базы в части реализации первой фазы проекта, связанного в том числе с интенсивным наращиванием производства в 2006-2007 гг. В ближайшие годы прирост добычи должен обеспечить проект "Сахалин-2".

Важнейшими предпосылками повышения эффективности функционирования ВИНК являются инвестиции и инновации. Действительно, освоение новых перспективных горизонтов и районов, расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы нефти и газа, обеспечение устойчивого развития старых районов добычи нефти и газа за счет наиболее полного извлечения и комплексного

15 Коржубаев, А.Г., Эдер, Л.В., Анализ тенденций в нефтяном комплексе России//ЭКО, № 9, 2009, с.65-70.

использования углеводородного сырья, в том числе низконапорного газа, для нужд газохимии и энергетики, широкого применения современных технологий добычи и переработки невозможны без инвестиций и инноваций.

В том числе инновации в системе управления нефтекомплексом, предприятием. Обозначим некоторые из них и дадим им определения.

Функция управления (независимо от вида деятельности структурного подразделения) носит универсальный характер. Это созидает хорошие условия по стандартизации функций управления. Именно на основе стандартизации управления решается задача введения на предприятии единой технология разработки и применения ОРД в решении проблем производства, на всех уровнях управления.

Сразу заметим, что предприятие, это сложная социально-экономическая организационная система и ее основное назначение должно сводиться к одному - своевременно и качественно решать проблемы, которые могут возникать в его работе.

Текущие проблемы должны решаться персоналом предприятия в рамках установленного регламента, своими силами и без вмешательства в его действия со стороны. Он должен руководствоваться приданными ему правами, полномочиями и ответственностью, которые четко и однозначно должны быть закреплены в соответствующих организационных и нормативно-правовых документах.

Новые (нестандартные) проблемы должны решаться с помощью специально созданного механизма, с применением инструментария ТСОПУ . Продукцией этого механизма должны быть готовые организационные решения, применение которых достигают поставленных целей. Если потребность в таких решениях повторяется, то они переводятся в разряд текущих, пополняя тем самым банк готовых организационных решений.

Организационная система предприятия должна обладать высокой способностью к саморегулированию, самосовершенствованию и саморазвитию, с тем, чтобы своевременно приспосабливаться к изменениям как внешнего, так и внутреннего порядка. Для этого работа по построению и функционированию организационной системы к требованиям менеджмента качества должна начинаться с построения нормативной модели саморегулирования организационной системы предприятия.

Технологический процесс основного производства - это основной фактор получения продукции высокого качества. Это требует, чтобы все функции связанные с обеспечением и обслуживанием технологии основного производства отвечали требованиям процессного подхода в системе менеджмента качества.

Законы и нормативно-правовые акты государства, относящиеся к работе предприятия, накладывают определенные ограничения на деятельность персонала. Они подвержены изменениям и это требует актуализации внутрен-

" организационно-распорядительные документы.

"" технологическая система организационного проектирования и управления.

них организационных и нормативно-правовых документов. Актуализация может иметь место в том случае, если на предприятии постоянно ведется работа по их структуризации.

Интеграция обработки первичной технологической документации основного производства и ее связи с разработкой и применением организационно-распорядительных документов (ОРД), создают условия принудительности работы персонала по своевременному и качественному выполнению возложенных на него обязанностей. Условия принудительности проявляются в том случае, если контроль действия персонала и оценка качества его работы осуществляются непрерывно с позиции соблюдения им требований ОРД.

Сущность функционального подхода в управлении состоит в выделении совокупности конкретных функции управления и формирования для их осуществления конкретных организационных структур.

Действие этих механизмов основано на применении нормативно-правового управления деятельностью организационных структур предприятия. Методологической основой этого управления является целевой и процессные подходы к организации и ведению управленческой деятельности. Процессный подход должен опираться на линейное и функциональное управление. В совокупности они должны быть интегрированы в единую систему нормативно-правового управления.

В этой связи отметим и такие системные сущности понятия в управлении,

как:

а) Сущность целевого подхода состоит в установлении главной цели и ее последующей детализации. Иерархическая и взаимоувязанная система целей (в том числе и по структурным подразделениям) - необходимое условие достижения главной цели.

б) Сущность линейного подхода состоит в построении рациональной производственной структуры и назначения для каждого структурного подразделения руководителя, обладающего полнотой власти во вверенном ему подразделении через подчиненных ему линейных руководителей.

в) Комплексность управления должна осуществляться через нормативно-правовое управление на основе рационального сочетания целевого, функционального управления и линейного руководства.

Требования комплексности управления должны соблюдаться в каждом структурном подразделении. Ответственность за это в полной мере возлагается на руководителя структурного подразделения.

Управленческие процедуры - это своего рода детализация технологии ведения функции управления. Процедура определяет действие, которое обязано исполнять должностное лицо. Само действие должно быть изложено. Это необходимо при проведении контроля правильности исполнения процедуры.

При проведении контроля ставится задача:

а) проверить достаточность и уровень качества исполнения;

б) выявить недостатки при исполнении процедуры;

в) проверить, что внесенные ранее корректирующие действия исполняются.

Несомненно, важна роль управленческого решения в принятии для реализации того или иного проекта (инвестиционного, управленческого и т.д.). Что касается инвестиционных проектов, то необходимо понимать их конечную эффективность. Эффективность управления производством (в том числе и инвестиционным проектом в нефтекомплексе или структурном подразделении - результативность управления производством, характеризующая степень использования ресурсов, предназначенных для достижения цели. Эффективность управления производством есть функция двух переменных затрат на содержание аппарата управления и результатов управленческой деятельности.

Эффективность инвестиций зависит от множества факторов, в том числе -от фактора риска. Решения инвестиционного характера обычно принимаются в условиях неопределенности. Под неопределенностью понимают неполноту или неточность информации об условиях реализации проекта, в том числе издержках и результатах (доходах или убытках). Неопределенность, связанная с возможностью возникновения в ходе реализации проекта неблагоприятных ситуаций и их последствий, есть риск.

Риск поддается прогнозированию, что делает возможной разработку отдельных мер, обеспечивающих его снижение.

По мнению Фредерика Тейлора: ...власть управляющих должна опираться не на грубую силу или на права, определяемые местом должности в организационной иерархии, а на научно обоснованные детальные распоряжения и четкую спецификацию выполняемых работ16.

Теория и практика подтверждают, что для исполнения принятого управленческого решения и достижения поставленных целей необходимо, чтобы это решение было не только оптимальным по содержанию, но в равной степени получало адекватное юридическое оформление, обеспечивающее ее реализацию17.

Что, естественно, приведет к увеличению экономических показателей нефтяного комплекса страны и структурных подразделений.

§3.2. Формирование ценовой политики в нефтяном комплексе страны

Наша страна проходит свой путь экономического развития. Путь не легкий, но закономерный для развивающихся стран в области демократии и рыночных взаимоотношений.

Конституция Российской Федерации дает право широкой поле деятельности экономическому развитию общества. Со времени принятия основного закона (12 декабря 1993 года)18 в России действует и развивается рыночная эко-

16 Джон Симменс, Уильям Мэре. Эффективное предприятие: собственность трудящихся и самоуправление. (Американский опыт участия работников в собственности и управлении). - М.: "Слово", 2001. С.39.

17 Мирзоев, Г.Б. Правовое регулирование предпринимательства в Российской Федерации. - М.: "Сериал", 1995. С.62.

18 Конституция Российской Федерации, принятая всенародным голосованием 12 декабря 1993 года. - М.: "Известия", 1995.

номика. В своем послании Федеральному собранию Российской Федерации Президент сказал: "Модернизация российской экономики невозможна без подъема отечественной науки"19.

Высказывание Президента Российской Федерации имеет глубокий смысл. Ибо рыночная экономика, на путь развития которой стала Российская Федерация, несет в себе много нового и непонятного для широкого круга населения страны. Особенности рыночной экономики имеют обширную связь с экономической политикой государства.

Именно государство разрабатывает пути развития страны, формы и методы, принципы и значения экономической политики.

В отличие от советского периода, в экономическую повседневность вошли такие понятия как: рынок, инвестиции, инфляции, лизинг, нанотехнологии, инновационная экономика и так далее.

Свои особые правила государство имеет и с нефтяным комплексом страны. Данный комплекс важен, с научной точки зрения, как потенциальный объект ускорения и развития на почве инновационных технологий. Что, в конечном счете, приведет к снижению себестоимости продукции и ее реализации по новым ценам внутри страны. На сегодняшний день мы имеем в Российской Федерации огромный ценовой разброс не только в целом по стране, но и в отдельно взятом регионе. Рассмотрим, с чем все это связано.

Характерным проявлением незрелости внутреннего ценообразования на базовый актив (нефть) является наличие множества цен при отсутствии единой методологии определения внутренней цены. В зависимости от применяемого критерия цены на нефть в РФ отличаются большим разбросом.

Множество и разброс внутренних цен на нефть определяются тем, что, во-первых, нефть может выступать в роли конечного продукта, тогда цена на нее будет определяться как цена на узле учета продавца, где продавец продал партию нефти, а покупатель купил. Однако если нефть является промежуточным продуктом и от ее стоимости будет зависеть стоимость производимых из нее нефтепродуктов, то в этом случае цена будет определяться как цена нефти, поставленной на НПЗ, и включит в себя еще и все расходы по ее транспортировке, что будет существенно отличаться от цены на узле учета.

Во-вторых, большая часть нефти добывается и перемещается внутри ВИНК, меньшая часть добываемой нефти попадает на так называемый свободный рынок, соответственно цены ВИНК, которые принято называть трансфертными ценами, сильно отличаются от цен свободного рынка.

В-третьих, цены различаются в зависимости от регионов ее добычи. В России сформировались три основных региона нефтедобычи: ЗападноСибирский, Поволжский, Тимано-Печорский, которые сильно отличаются друг от друга по условиям добычи, соответственно и цены на добываемую нефть в этих регионах будут отличаться.

19 Послание Президента Российской Федерации Федеральному Собранию Российской Федерации (о положении в стране и основных направлениях внутренней и внешней политики государства. - М.: "Известия", 2007, с.56.

В-четвертых, цены на нефть отличаются в зависимости от того, каким способом их рассчитывают: формульным, который сегодня используется узким сегментом участников рынка, или фиксированным, т.е., определяемым по сложившейся цене оптового рынка нефти.

Несмотря на множество цен, для формирования отпускных цен на нефть и нефтепродукты на внутреннем рынке, а также для целей анализа своей хозяйственной и коммерческой деятельности компании должны определять среднерыночную цену. И хотя ее называют среднерыночной, эта цена не есть простое среднее ценовое значение от всех перечисленных выше цен, поскольку само ценообразование на российском нефтяном рынке есть сложный, комплексный феномен.

Рынок нефти России является специфическим рынком, методология ценообразования на котором отличается от методологии ценообразования

мирового рынка и характеризуется рядом ключевых особенностей, поскольку оно находится под влиянием группы факторов.

Главные факторы, оказывающие влияние на формирование среднерыночной цены на нефть, представлены на схеме № 4.

Схема № 4

На схеме № 4 видно, что ценообразование на российском рынке нефти характеризуется отсутствием единой методологии и информационной прозрачности. Это обусловлено тем, что, во-первых, основные продавцы нефти, т.е. ВИНКи:

- официально не предоставляют агентствам и организациям, занимающимся публикациями котировок, информацию о спотовых ценах своих продаж нефти;

- используют ценовые вилки в отношении своих постоянных клиентов и покупателей относительно больших объемов, применяя схемы ценовых преференций;

- участвуют в формировании "информационного шума" по вопросам своих продаж и продаж конкурентов.

Во-вторых, основные покупатели (в основном это компании, работающие по давапьческой схеме), не раскрывают информацию об объемах и ценах покупки нефти на спотовом рынке с целью извлечения возможной дополнительной маржи, возникающей при реализации нефтепродуктов.

В-третьих, возрастает число агентств и организаций, публикующих котировки цен на нефть на внутреннем рынке РФ. Транслирование малодостоверной информации в котировальный период (с 15 по 27 число каждого месяца) всеми участниками информационного поля формирует "информационный шум", что ведет к искажению реальных результатов сделок по купле-продаже нефти на свободном рынке.

Таким образом, публикуемые перечисленными агентствами цены не являются котировками, поскольку не отвечают главному требованию котировки, когда любой продавец или покупатель может купить или продать нефть по указанной цене, а выступают лишь справочными ценами, отражающими экспертное мнение сотрудников того или иного агентства.

Свободный рынок нефти, который должен выступать главным фактором ценообразования и на котором цены формируются под влиянием спроса и предложения, в России практически отсутствует. Налицо суррогат этого явления, проявляющийся в том, что свободный рынок нефти не является постоянным, а возникает в определенные числа каждого месяца. Он представлен очень узким сегментом. Это пульсирующий рынок, т.е. он то сужается, то расширяется, находится под олигополистическим контролем 3-4 ВИНК, в большей степени договаривающихся, нежели конкурирующих между собой, что практически лишает этот сегмент конкуренции, позволяя крупным ВИНК устанавливать собственную ценовую политику в каждом конкретном месяце. Этот рынок становится неизбежным участником процессов поглощения и укрупнения, происходящих в нефтяной отрасли, с одной стороны, с другой - в нем находят отражение процессы усиления государственного влияния на нефтяную отрасль РФ.

При этом заметим следующее.

При расчете цены на нефть на внутреннем рынке возможно применение затратного метода ценообразования: "издержки + прибыль". Фактически, этот метод используется всеми нефтяными компаниями, но лишь для выявления нижней приемлемой ценовой границы. Для расчета цены по этому методу используется следующая формула:

РГ=С + V + 1, где

- цена нефти;

С - себестоимость добычи нефти;

V - налог на добавленную стоимость (НДС);

I - запланированная величина прибыли.

Однако реальные цены, даже трансфертные, традиционно считающиеся ниже рыночных, значительно превышают этот уровень. Трансфертные цены нефтяных компаний не поддаются эффективному анализу, поскольку не разглашаются и не публикуются.

Рыночная, фиксированная цена на нефть, или цена спотового рынка характеризуется сильной зависимостью от баланса формирования и использования ресурсов нефтяного сырья в стране и у основных продавцов нефти (добывающих компаний) в каждый конкретный месяц. Превышение предложения, естественно, оказывает понижающее влияние на внутреннюю цену, повышение спроса повышает ее. Наличие избытка или дефицита нефти на рынке в каждый конкретный месяц зависит, в первую очередь, от следующих факторов:

• рост/стагнация/снижение добычи в РФ;

• загрузка собственных, т.е. принадлежащих ВИНК НПЗ (проведение на них плановых ремонтов несколько снижает загрузку);

• более высокая/низкая эффективность экспорта нефти в дальнее зарубежье в сравнении с ее продажей на внутреннем рынке;

• объем экспорта в ближнее зарубежье - Украину, Белоруссию, Казахстан

и др.

Анализ спотового рынка нефти для целей определения цены требует постоянного мониторинга всех перечисленных факторов.

Несбалансированность мощностей у российских ВИНК! по добыче и переработке нефти формирует основу для принятия ими альтернативного решения в отношении нераспределенных остатков, направляемых ими либо на экспорт, либо на продажу на внутреннем рынке. Наличие сегмента давальцев на внутреннем рынке нефти, заинтересованных в снижении ее цены, оказывает понижающее влияние на цены продавцов спотового рынка^ которые, наоборот, стремятся к повышению ее до уровня, соответствующего паритету экспортной цены или даже превышению этого уровня.

Динамика цен свободного рынка нефти зависит от соотношения спроса и предложения в каждом месяце. Спрос на нефть формируют НПЗ, которые "за-питываются" ресурсами нефти со свободного рынка, т.е. объемы их загрузки, в то время как объем предложения определяется основными продавцами нефти на свободном рынке. Спрос, с одной стороны, имеет тенденцию к росту, поскольку все большее количество НПЗ берет нефть со свободного рынка, происходит расширение их мощностей (например, Афипский НПЗ за два года увеличил свои мощности почти вдвое), растет число мини - НПЗ, удовлетворяющих локальный спрос в нефтепродуктах в областях.

На российском рынке нефти в настоящее время используется 4 основных способа ценообразования на нефть:

• трансфертное ценообразование;

• фиксирование цены спотового рынка нефти;

• формульное ценообразование;

• расчет цены на базе розничных цен на нефтепродукты.

В будущем возможен и биржевой способ ценообразования, хотя становление биржевой торговли в РФ наталкивается на объективные и субъективные препятствия и происходит крайне медленными темпами.

Трансфертная цена нефти, которая отражена в бухгалтерской финансовой отчетности, зачастую оказывается отличной от так называемой рыночной цены.

В формировании трансфертной цены существуют два подхода. Первый основан на принципе минимизации налогообложения на уровне не ниже текущих затрат предприятия, при этом затраты добывающей компании на добычу нефти целенаправленно занижаются . Второй подход в формировании трансфертных цен для целей налогообложения основан на том, что гражданское законодательство (ст. 424 Гражданского кодекса РФ) не ставит никаких ограничений при определении цены реализации, кроме случаев, специально регулируемых законодательством в части, касающейся естественных монополий.

В общем виде цена внутреннего рынка будет выглядеть следующим образом:

Р„ = (Purak - Ct +/- К) х 7,3 х 1,18 х R^, где

Рп - рассчитываемая внутренняя цена с НДС;

Purais - среднеарифметическое значение между высшими и низшими котировками Platts в месяце поставки;

Ct - переменные затраты по транспортировке, услуги таможенного брокера, экспортная пошлина, стоимость перевалки в порту и пр.;

К - величина премии/скидки, определяемая по соглашению сторон;

7,3 - коэффициент пересчета барр. в тонны;

1,18-ставка НДС 18%;

Rex - курс ЦБ.

Как правило, объемы поставок нефти на экспорт по основным маршрутам в течение следующего месяца известны нефтяным компаниям заранее, что позволяет им вычислить удельный вес каждого из направлений в общей структуре экспорта, получив на основании этих расчетов коэффициенты для вычисления средневзвешенной расчетной базовой цены:

Pn= ХГ PnmXkm, где

Рп - средневзвешенная расчетная базовая цена;

Рп - расчетная базовая цена по выбранному маршруту;

к - коэффициент для выбранного маршрута.

В этом случае формула приобретает более сложное выражение:

Ц=((B(D) + 0,5 * SUM + 0,5 * SUR) *7.28 - 0,5*FWS*BM ~0,S*(FBR*BU + RHD)-noum. - T + Л) *K(nom) *ЦБ*1.1820.

20 Ц - цена с НДС в рублях за одну тонну нетто;

B(D) - среднее из средних котировок, публикуемых в "Платт' с Круд Ойл Маркетвайер" для нефти сорта Брент (Дейтед), зафиксированных в течение месяца поставки товара;

SU M - среднее из средних котировок спрэда Юралс (Средиземноморский порт) к Брент (Дейтед), публикуемых в "Платт с Круде Ойл Маркетвайер", зафиксированных в течение месяца поставки товара; SUR - среднее из средних котировок спрэда Юралс (Россердам) к Брент (Дейтед), публикуемых в "Платт Круд Ойл Маркетвайер", зафиксированных в течение месяца поставки товара;

FWS - действующая ставка "Уорлдскейл" для маршрута российский порт - порт Средиземноморья; В M - среднее котировок фрахта танкеров дедвейтом 135 тыс. т по маршруту Блэк-МЭД, публикуемых в "Платт с Дети Танкервайер", зафиксированных в течение месяца поставки товара; FBR - действующая базовая ставка "Уорлдскейл";

BU - среднее котировок фракта танкеров дедвейтом 100 тыс. т., публикуемых в "Платт с Дети Танкервайер", зафиксированных в течение месяца поставки товара;

RHD - средняя оцениваемая сторонами стоимость портовых сборов в порту Роттердам;

Четвертый способ расчета внутренней цены на нефть включает в себя расчет на базе розничных цен на нефтепродукты, поскольку такая информация есть в официальной статистике Госкомстата России.

Этот способ представляет собой расчет внутренней цены на нефть, которая принимается равной 1/3 от средневзвешенной розничной цены на основные светлые нефтепродукты (автобензины и дизельное топливо) за вычетом акцизов и НДС по формуле21:

Цвн.=Цср./3

Мировые цены на нефть оказывают также прямое и косвенное влияние на ценообразование на российские нефтепродукты. Формирование отпускных оптовых цен на внутреннем рынке России основывается на затратном методе Общий механизм расчета отпускных цен на нефтепродукты в России выглядит следующим образом:

P=C+A+V+I, где

Р - отпускная цена НПЗ;

С - себестоимость производства нефтепродуктов;

А - акциз;

V - налог на добавленную стоимость (НДС);

I - запланированная величина прибыли.

Себестоимость производства нефтепродуктов включает в себя постоянные и переменные издержки, полученные в процессе переработки нефти и получения товарной продукции. Как правило, размер себестоимости составляет порядка 55-60% от отпускной цены НПЗ.

Что касается влияния величины акцизов и НДС, то эти величины характеризуются стабильностью. Нефтепродукты являются подакцизным товаром, поэтому государство на основании Налогового кодекса РФ взимает акцизные сборы, которые являются абсолютной величиной и в большинстве случаев включаются в стоимость реализации топлива.

Незрелость внутреннего ценообразования на нефть обусловливает сильную привязку российской цены на нефть к цене на нефть Brent через экспортную цену на российскую нефть сорта Urals, определяемую как цена на нефть Brent минус дифференциал, а также через механизм применяемой экспортной пошлины, рассчитанной от мировой цены.

Эта жесткая зависимость имеет определенные позитивные моменты, но и серьезные недостатки. К позитивным моментам относятся:

во-первых, исторически сложилось так, что западное экспортное направление транспортировки нефти и нефтепродуктов являлось для России опреде-

Пошл - вывозная экспортная таможенная пошлина на сырую нефть, устанавливаемая в долларах США за тонну нетто и действующая в месяце поставки товара; Т~ стоимость транспортировки нефти ОАО "АК "Транснефть": Я - премия Поставщика, согласованная сторонами;

ЦБ - среднемесячный официальный курс рубля к доллару США, публикуемых Центральным Банком Российской Федерации;

К(пот) - коэффициент, учитывающий потери при транспортировке нефти, составляющий 0.9944. '' Журнал "МИНТОП", № 15,2005 г., с.Ю.

ляющим, поскольку страны Западной Европы - это географически близкий и стабильный рынок. Поэтому закономерно, что российские нефтяные компании стремились и стремятся к его освоению. На рынках Западной Европы принятый эталон - это нефть сорта Brent, котировки которой применяется при расчетах;

во-вторых, на Западе сложилась устоявшаяся котировальная система. В России, как было показано выше, такой системы к настоящему времени пока еще нет и индикатором ценообразования здесь являются цены "суррогатного" свободного рынка. Котировальная система может быть создана посредством развития, например, биржевой торговли;

в - третьих, на Западе имеется развитая информационно - аналитическая поддержка в лице мировых признанных котировальных агентств, например, таких, как Platts, Argus, которые уже работают и на российском нефтяном рынке;

в-четвертых, система привязки цен к ценам на нефть сорта Brent неплохо работает и устраивает российские нефтяные компании.

К существенным недостаткам можно отнести ценовые потери, вызванные существующим дифференциалом, - скидкой на нефть сорта Urals, вывозимую по системе АК "Транснефть" из РФ. В среднем за период 2000 - 2008 гг. эта скидка составляла 2,5 долл./барр., хотя в отдельные периоды превышала показатель 4,2 долл./барр.

Другой негативной особенностью жесткой привязки российской цены к цене на нефть сорта Brent является сильная зависимость от волотильности последней, поскольку, цена на нефть Brent реагирует на все изменения, связанные даже не столько с изменением фундаментальных факторов, сколько со спекулятивными операциями мировых финансовых структур.

Таким образом, можно заключить, что в условиях глобализирующегося мирового нефтяного хозяйства встраивание российской нефтяной отрасли в мировой ТЭК через механизм мирового ценообразования на базовый актив происходит по различным направлениям, главными из которых являются усиление экспортной сырьевой специализации через расширение экспорта нефти и нефтепродуктов с невысокой добавленной стоимостью преимущественно в направлении западных стран, а также через приток из западных стран иностранных инвестиций в российский ТЭК во всех его видах (прямых, портфельных и прочих инвестиций), а также в новых формах, реализуемых инвестиционных стратегий западного транснационального капитала.

Таков неполный перечень аспекта в ценообразовании в нефтяном комплексе Российской Федерации.

§ 3.3. Экспорт нефти и нефтепродуктов.

Фонд нефтяных скважин в свете эксплуатации и развития нового бурения

Россия все больше входит в мировую систему как страна, обладающая углеводородными ресурсами.

В этой связи представляется целесообразным, наряду с широким подходом к анализу общих крупных проблем глобализации, уделить пристальное

внимание и проанализировать происходящие новые явления на примере конкретных сегментов мировой экономики, что будет способствовать и более глубокому осмыслению проблем глобализации мировой экономики в целом. Среди них, в первую очередь, следует выделить нефтяной сектор -важнейший сегмент мировой экономики, в котором ужесточается конкурентная борьба за энергетические ресурсы, дефицитность которых в настоящее время резко усиливается.

При рассмотрении новых экономических процессов встает немало вопросов, на которые пока нет ясных ответов, как, например, вопрос, почему успешно осуществлявшаяся на межгосударственном уровне до второй половины 80-х годов XX века международная экономическая интеграция в 90-годы уступила пальму первенства процессам глобализации.

Через призму глобализации в мире рассматриваются и мировые запасы нефти.

В условиях глобализации мировой экономики, растущей энергетической взаимозависимости, закладывающей основы глобальной энергетической системы, значительно возрастает роль российского нефтяного бизнеса как важнейшего участника на мировом энергетическом рынке. Начало 2000-х годов отмечено повышением роли России в мировом топливно-энергетическим комплексе. Это обусловлено тем, что Россия, с одной стороны, является крупным обладателем, производителем и экспортером углеводородного сырья, прежде всего нефти и нефтепродуктов, с другой, сама является крупным рынком потребления этих ресурсов.

Но как известно, нефть в Российской Федерации (ее добыча и переработка) имеет свои особенности, от которых и зависит объем добытой нефти. Речь идет о нефтяных скважинах.

В современных условиях глобального экономического кризиса в мире происходит снижение инвестиционной активности, замедляется рост спроса на энергоносители, откладывается реализация многих инфраструктурных проектов. Ожидается, что низшая точка кризиса придется на середе 2009 г., однако уже сейчас наблюдается значительная неравномерность его масштабов и глубины в различных странах и регионах. Спрос на нефть и газ в Азии продолжает быстро возрастать, а финансовые и кредитные ресурсы во многих странах - на Ближнем Востоке, в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) - остаются избыточными. В результате кризиса в США и странах ЕС происходят серьезные изменения в мировом порядке, которые должны привести к повышению роли в глобальной финансовой и экономической системах стран, обеспеченных сырьевыми ресурсами и развитым реальным сектором экономики.

В этой связи роль эксплуатации нефтяных скважин и ввод новых скважин в эксплуатацию велика.

В настоящее время общий эксплуатационный фонд нефтяных скважин на балансе компаний составляет 158,4 тыс. шт. По отношению к преды-

дущему году этот показатель увеличился на 0,84%. В последние несколько лет в России происходит устойчивое сокращение темпа ввода новых скважин. Так,

в 2005-2007 гг. общий прирост эксплуатационных скважин варьировался в диапазоне 1,2-1,7%.

Основные вертикально-интегрированные компании в России за последний год увеличили объем эксплуатационных скважин, что обусловлено необходимостью поддержания уровней добычи нефти. Сократили этот показатель только "Роснефть" и "ТНК-ВР". "Роснефть" продолжает проводить оптимизацию использования ранее приобретенных активов "ЮКОСа". "ТНК-ВР" функционирует в специфических условиях ряда крупных объектов, в частности, Самотлорского месторождения в Западной Сибири, которое в значительной степени обводнено, имеет избыточное количество нерентабельных скважин, постепенно выводящихся из эксплуатации.

В 2008 г. в общем эксплуатационном фонде нефтяных скважин в России доля неработающих скважин сократилась с 16,4 до 16,1%, что отражает стремление компаний увеличить рентабельность добычи нефти с помощью вывода низкопродуктивных и обводненных скважин. Несмотря на увеличение прироста действующих скважин (с 131,1 до 133,1 тыс. ед.) в большинстве компаний продолжаются стагнация либо снижение добычи, о чем свидетельствуют снижение средней производительности одной скважины нефти

и падение дебитов. За последний год среди российских вертикально-интегрированных компаний средняя производительность одной скважины сильнее всего сократилась у "Лукойла", "Сургутнефтегаза", "ТНК-ВР", "Газпром нефти" (табл.9).

Таблица 9

Добыча, средняя производительность и дебит скважин России в 2007-2008 гг. по нефтяным компаниям

Компания Добыча нефти, млн.т Средняя производительность одной скважины, тыс. т / год Дебит, т/сут.

2007 2008 2007 2008 2007 2008

"Роснефть" 110,4 113,8 4,58 4,80 12,55 13,16

"Лукойл" 91,4 90,2 3,94 3,76 10,80 10,30

"Татнефть" 25,7 26,1 1,38 1,39 3,77 3,82

"Башнефть" 11,6 11,7 0,69 0,67 1,88 1,85

"Сургутнефтегаз" 64,5 61,7 3,96 3,67 10,84 10,06

"ТНК-ВР" 69,4 68,8 4,63 4,53 12,68 12,40

"Газпром нефть" 32,7 30,8 6,81 6,16 ¡8,64 16,86

"РуссНефть" 14,2 14,2 3,63 3,65 9,95 10,01

"Славнефть" 20,9 19,6 5,81 5,29 15,91 14,49

Прочие производители 37,3 38,8 7,77 8,26 21,30 22,62

Всего 491,3 488,5 3,7 3,7 10,3 10,1

Таблица № 10

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин в России в 2007-2008 гг., тыс. ед.

Компания Фонд нефтяных скважин Доля нефтяных скважин

дающих продукцию неработающих всего дающих продукцию неработающих

2007 2008 2008/ 2007, % 2007 2008 2008/ 2007, % 2007 2008 2008/ 2007, % 2007 2008 2007 2008

"Роснефть" 24,1 23,7 -1,7 5,7 5,6 -0,6 29,8 29,3 -1,7 80,9 80,9 19,0 19,2

"Лукойл" 23,2 24,0 3,4 4,2 4,1 -2,5 27,5 28,1 2,2 84,4 85,4 15,4 14,7

"Татнефть" 18,7 18,7 0,0 2,9 3,1 9,3 21,6 21,8 0,9 86,6 85,8 13,3 14,4

"Башнефть" 16,9 17,4 3,0 1,9 1,8 -5,0 18,8 19,2 2,1 89,9 90,6 10,1 9,4

"Сургутнефтегаз" 16,3 16,8 зд 1,3 1,4 1,5 17,6 18,1 2,8 92,6 92,8 7,6 7,5

"ТНК-ВР" 15,0 15,2 1,3 7,2 6,3 -12,7 22,2 21,5 -3,2 67,6 70,7 32,5 29,3

"Газпром нефть" 4,8 5,0 4,2 0,7 0,5 -17,5 5,5 5,5 0,0 87,3 90,9 12,0 9,9

"РуссНефть" 3,9 3,9 0,0 0,5 0,6 20,3 4,4 4,5 2,3 88,6 86,7 10,8 12,7

"Славнефть" 3,6 3,7 2,8 0,5 0,5 0,0 4,1 4,2 2,4 87,8 88,1 12,7 12,4

Прочие 4,8 4,7 -2,1 0,9 1,5 61,4 5,6 6,2 10,7 85,7 75,8 16,6 24,2

Всего 131,3 133,1 1,4 25,8 25,5 -1,2 157,1 158,4 0,8 83,6 84,0 16,4 16,1

Средний дебит (суточная производительность на одну скважину) в нефтяных компаниях России составил в 2008 г. 10,1 т в сутки; среди вертикально-интегрированных наибольший дебит - у "Газпром нефти" (почти 17 т), "Славнефти" (14,49 г), "Роснефти" (13,16т), наименьший - у "Башнефти" (1,85 т) и "Татнефти" (3,82 т). Уровень дебетов отражает характер сырьевой базы, степень разбуренности участков недр, и, соответственно, издержки добычи нефти.

В последние годы темпы прироста эксплутационного бурения существенно снижаются (2005-2007 г. - в диапазоне 18-26%). Объем эксплуатационного бурения в 2008 г. увеличился только на 6,5% (табл.11).

Таблица 11

Компания 2007 2008 2008/2007, %

"Сургутнефтегаз" 3,13 3,13 -0,1

"Лукойл" 2,64 2,97 12,7

"Роснефть" 2,51 2,49 -1,0

"Газпром нефть" 1,69 2,04 20,2

"ТНК-ВР" 1,11 1,32 19,2

"Славнефть" 0,87 0,74 -14,3

"Татнефть" 0,49 0,45 -8,1

"Башнефть" 0,30 0,43 43,0

"РуссНефть" 0,20 0,37 82,4

Прочие 0,77 0,67 -13,3

Всего 13,71 14,60 6,5

Проблемы, связанные с сокращением добычи нефти, на эксплуатируемых месторождениях вынуждают компании наращивать объем бурения на новых объектах. Наибольшее снижение эксплуатационного бурения произошло, кроме "Татнефти", у малых и средних компаний (-02,5), что отражает ограниченность их инвестиционных ресурсов и отсутствие соответствующих лицензионных блоков с запасами высокодостоверных категорий.

Экспорт нефти из России в 2008 г. составил около 237 8 млн.г, что ниже показателя предыдущего года на 6,6%. Снижение экспорта нефти, существенно превышающее падение ее добычи, связано с особенностями налогообложения нефтяного бизнеса, когда экспорт полупродуктов - мазута и дизельного топлива, которые в дальнейшем используются во вторичной переработке в Европе, коммерчески выгоднее. Как и в предыдущие годы, основная часть экспорта (203,1 млн.т, или более 85% совокупного экспорта) приходилась на дальнее зарубежье по системе "Транснефти"

Основная часть экспорта в ближнее зарубежье осуществлялась в Белоруссию - 21,13 млн.т, Казахстан - 7 млн.т, Украину - 6 млн.т. За последний год

экспорт нефти из России в Украину резко сократился - с 9,6 до 6 млн.т, что связано с прекращением поставок "Татнефти" на Кременчугский НПЗ.

Таблица № 12

Структура экспорта нефти из России в 2007-2008 гг.__

Направление 2007 2008 2008/2007, %

млн.т % млн.т %

Дальнее зарубежье 216,6 85,11 203,1 85,41 -6,2

Ближнее зарубежье 37,9 14,89 34,7 14,59 -8,4

Всего 254,5 100 237,8 100 -6,6

Таблица № Структура и способы поставок нефти в дальнее зарубежье в 2007-2008 гг.

Способ поставок 2007 2008 2008/ 2007, %

млн.т % млн. т %

Организационная структура экспорта

Система "Транснефти" 197,4 91,1 185,5 91,3 -6,0

Минуя систему "Транснефти" 19,3 8,9 17,6 8,7 -8,7

Всего 216,6 100,0 203,09 100,0 -6,2

Экспорт нефти с дифференциацией по способам поставок

Морские поставки 139,6 64,4 131,6 64,8 -5,7

Нефтепровод "Дружба" 58,2 26,9 53,7 26,4 -7,7

По железной дороге 11,5 5,3 11,0 5,4 -4,3

Прочие поставки (в том числе КТК) 7,4 3,4 6,8 3,4 -7,6

Всего 216,61 100,0 203,09 100,0 -6,2

Экспорт продуктов переработки нефти из России составил в 2008 г. свыше 115,4 млн.т, увеличившись на 4,1% относительно 2007 г. По данным Федеральной таможенной службы, в настоящее время в структуре экспорта нефтепродуктов доминируют мазуты- 53,3%, или около 61,5 млн т. Согласно же информации ЦЦУ ТЭК, подготовленной на основе данных компаний, около 46,4 млн.т мазута идет на экспорт.

Таблица 14

Экспорт нефтепродуктов из России с дифференциацией

Нефтепродукт, способ поставок 2007 2008 2008/ 2007, %

млн.т % млн. т %

"Трапснефтепродукт" -порты 17,0 15,3 18,3 15,8 7,7

Автомобильный бензин 0,2 0,2 0,4 0.3 103,2

Дизельное топливо 16,8 15,1 17,9 15,5 6,7

Железная дорог а -граница, порты 93,9 84,7 97,1 84,2 3,4

Автомобильный бензин 5,5 5,0 4,3 3,7 -22,4

Дизельное топливо 20,8 18,8 19,1 16,6 -8,3

Мазуты 55,6 50,1 61,5 53,3 10,7

Прочие 12,0 10.8 12,2 10,6 1,9

Всего 110,9 100,0 115,4 100,0 4,1

Автомобильный бензин 5,7 5,2 4,7 4,1 - 18,3

Дизельное топливо 37,6 33,9 37,0 32,1 - 1,6

Мазуты 55,6 50,1 61,5 53,3 10,7

Прочие 12,0 10,8 12,2 10,6 1,9

Различия, по-видимому, связаны с тем, что значительная часть мазута формально поставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идет на экспорт. Кроме того, по некоторым маркам мазутов компании сведений не предоставляют.

Доля дизельного топлива в суммарном экспорте продуктов переработки нефти из России - 32,1% (37 млн.т). Основная часть мазута и дизельного топлива поступает в дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию конечного потребления, преимущественно, в моторное топливо.

Экспорт автомобильного бензина (в основном в страны СНГ и Восточной Европы) незначителен - 4,1% в структуре общего экспорта, или 4,7 млн.т.

Экспорт прочих нефтепродуктов (бензин для химической промышленности, прямогонный бензин, керосин, реактивное топливо, легкие и средние дистилляты, масла и др.) оценивается в 12,2 млн.т.

Около четверти экспортируемых нефтепродуктов, прежде всего, дизельное топливо поставляется к портам по нефтепродуктопроводам системы "Транснефтепродукт" (структура "Транснефти"). Кроме того, по трубопроводам экспортируется часть автомобильного топлива. Весь мазут в силу специфики агрегатного состояния экспортируется по железной дороге.

В условиях сложившейся в России фискальной системы, структуры и технологического уровня переработки нефти на российских НПЗ, а также под действием спроса на основных международных рынках нефтепродуктов в 2008 г. экспорт автомобильного бензина сократился на 18,3% (около 1 млн.т), дизельного топлива- на 1,6% (около 0,6 млн. т); тогда как экспорт мазутов возрос на 10,7% (5,9 млн. т).

Заметим. В 2008 г. пять вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний - "Роснефть", "Лукойл", "ТНК-ВР", "Газпром" (включая активы "Газпром нефти" и "Славнефти"), "Сургутнефтегаз" обеспечивали 74,6% производства нефтепродуктов в России, в том числе около 73% автомобильного бензина, 73,5% - дизельного топлива, 74,5% - мазута и 73% - смазочных масел. В структуре производства основных видов нефтепродуктов практически по всем позициям доминирует "Роснефть", за исключением прочих нефтепродуктов, около 36% выпуска которых приходится на "Лукойл", крупного производителя масел и авиакеросина.

Таковы основные тенденции в Российской Федерации с использованием Фонда нефтяных скважин и экспорта нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Важнейшей новой чертой современной мировой экономики является процесс ее глобализации, представляющий собой качественно новое развитие интернационализации, происходившей и ранее.

В этой связи. Для долгосрочного устойчивого развития нефтяного комплекса России, повышения экономической эффективности и технологической сбалансированности добычи, переработки и транспорта нефти, расширения выпуска конкурентоспособной продукции с высокой добавленной стоимостью следует изменить производственную структуру нефтегазового комплекса, без промедлений внедрять технологические и организационные инновации.

В сложившейся ситуации целесообразно изменить административную, налоговую и таможенную политики для стимулирования геологоразведочных работ, ввода в эксплуатацию новых месторождений, применения современных методов повышения коэффициента использования нефти. Изменение организационно-экономических условий работы нефтяного комплекса, активное участие государства в геологоразведочных работах, создании транспортной и перерабатывающей инфраструктуры, оказание дипломатической и политической поддержки деятельности российских нефтегазовых компаний на международных рынках обеспечат устойчивое функционирование нефтяного комплекса, реализацию долгосрочных целей развития экономики страны, усиления геополитических и экономических позиций России в мире.

Зависимость макроэкономических параметров экономики РФ, показателей операционной деятельности российских нефтяных компаний, а также вектора их стратегического развития от динамики мировой цены на нефть диктует необходимость подробно проанализировать, особенности ценообразования на

нефть на внутреннем рынке РФ с учетом того, что в постиндустриальном обществе ценообразование на мировом рынке выступает важнейшим инструментом политики глобализации мирового нефтяного хозяйства:

- мировая цена на нефть выступает основным фактором в решении таких важных вопросов, как определение рынков сбыта продукции;

- механизм ценообразования оказывает влияние на результаты хозяйственной деятельности российских нефтяных компаний, т.к. от него зависят конечные результаты их деятельности, в том числе прибыль и рентабельность, а также на расчет издержек производства, на определение объемов инвестиций российских нефтяных компаний и др.;

- мировая цена на нефть оказывает большое влияние на формирование бюджета РФ. Высокие мировые цены на нефть являлись причиной значительного повышения темпов экономического роста России в течение последних лет. Падение цены на нефть в результате мирового финансового кризиса 2008 г. повлекло существенное снижение доходной части бюджета страны.

Анализ сложившегося состояния экономики нефтяного сектора показывает, что в основе сдерживающих факторов её развития выступают, три особо острых проблемы:

- отсутствие крупных инвестиционных вложений в развитие производственной и социальной сферы;

- неразвитость научно-технического прогресса, низкий уровень внедрения нового высокотехнологичного оборудования и технологий мирового класса по добыче нефти;

- олигополия вертикально-интегрированных нефтяных компаний во всех циклах воспроизводственного процесса и секторах нефтяного сектора, включая рынок нефти и нефтепродуктов; их не заинтересованность в развитии старых месторождений, что ведет к сдерживанию малого и среднего бизнеса.

Также отметим, что вследствие вышеизложенных причин происходит следующее:

1. Нет прироста запасов.

2. Идет снижение нефтеотдачи.

3. Разработка происходит преимущественно из активной части запасов.

4. Не разрабатываются передовые отечественные методы увеличения нефтеотдачи и не поощряются научные разработки.

В настоящее время, основными задачами развития нефтегазового комплекса являются:

- долгосрочный рост экономики (ВВП) России;

- стабилизация поступлений в бюджетную систему страны;

- удовлетворение спроса на нефтепродукты и газ на внутреннем рынке по экономически обоснованным иенам;

- рациональное недропользование.

Для решения этих задач уже сейчас требуются инвестиции в качественно новые и более масштабные (по сравнению с уже реализованными) проекты, включая:

- поддержание добычи в традиционных нефтегазоносных провинциях и переход к освоению новых;

- воспроизводство минерально-сырьевой базы и повышение эффективности её использования в целом;

- диверсификацию направлений поставок энергоресурсов на внешние рынки;

- увеличение глубины переработки нефти и улучшение качества выпускаемых нефтепродуктов до требований, соответствующих современным;

- увеличение степени использования нефтяного (попутного) газа;

- увеличение переработки газа с учетом изменяющегося компонентного состава добывающихся ресурсов.

При этом для достижения необходимого стабильного и поступательного развития нефтегазового комплекса, оптимального баланса интересов производителей и потребителей энергоресурсов и государства требуется тесная координация действий широкого круга заинтересованных лиц.

С учётом обозначенных задач дальнейшего развития нефтегазового комплекса основными приоритетами государственной политики в сфере нефтяной и газовой отраслей нужно считать:

- совершенствование налоговой политики;

- совершенствование государственного регулирования цен и тарифов;

- создание и совершенствование правовых основ.

- эффективное развитие нефтегазового комплекса возможно при реализации и стимулировании следующих основных направлений.

а) Применение комплексного подхода при освоении новых нефтегазовых месторождений, позволяющего синхронизировать их разработку, создание транспортной инфраструктуры, объектов подготовки и переработки углеводородного сырья, а также достижение максимального извлечения всех видов углеводородного сырья - нефтяного попутного газа, газоконденсата, нефти.

Реализация такого подхода возможна при интеграции и координации деятельности всех нефтегазовых компаний, участвующих в освоении новых нефтегазовых регионов.

б) Повышение эффективности существующих технологических процессов:

а) снижение удельного электропотребления технологических процессов;

б) разработка инновационных проектных решений, снижающих удельные затраты при обустройстве месторождений и создании объектов инфраструктуры;

в) увеличение глубины переработки нефти, выхода светлых нефтепродуктов;

г) развитие нефтехимии, в частности мощностей пиролиза и дегидрирования, а также производства крупнотоннажных полимеров.

в) Обеспечение комплексного инновационного развития за счёт создания эффективной системы "вуз - фундаментальная наука - отраслевая наука - производство".

Выход на новые нефтегазовые месторождения Восточной Сибири, Дальнего Востока и континентального шельфа, а также повышение эффективности существующих технологических процессов - всё это невозможно без применения инновационных технологий. Реализация перечисленного в виде востребованной услуги, оборудования, технологии, идеи, облечённой в патент, - прорывной потенциал повышения эффективности и конкурентоспособности отрасли на мировых рынках.

В сфере нормативного правового обеспечения нефтяной отрасли крайне необходимо принятие Закона "О нефти", который бы комплексным и взаимосвязанным образом регулировал деятельность отраслевых организаций и их взаимодействие как между собой, так и с государством, обеспечивая тем самым её оптимальное развитие.

В ценовой и тарифной политике в нефтяной отрасли ключевым вопросом, является обеспечение разграничения зон ответственности нефтяных компаний и государства в сфере финансирования создания новой инфраструктуры, необходимой для диверсификации поставок нефти.

Разработка инновационной политики требует внимания к таким проблемам, как ориентация на предшествовавшие тенденции, ограниченное сотрудничество предприятий, недостаточно глубокое видение будущего, влияние глобализации, необходимость обеспечения конкурентоспособности и др. При подготовке и проведении прогнозирования следует обращать внимание и на то, каково у разработчиков прогноза видение будущего регионов России и каким образом можно использовать метод "форсайт" для улучшения этого видения, каковы критические точки для успешного применения этого метода, каковы его масштабы и как согласовать цели спонсоров или собственников. Важной проблемой является поиск специалистов со знанием проблем региона и в целом учет имеющихся в наличии финансовых, человеческих и материальных ресурсов. Необходим также учет глобальных проблем развития.

Сегодня глобализация экономической деятельности, выражающаяся во все большем расширении и углублении международных связей в сфере инвестиций, производства, обращения, снабжения и сбыта, финансов, научно-технического прогресса, образования. Постепенно на базе транснациональных корпораций (ТНК) складываются мощные международные хозяйственные комплексы, действующие во всеохватывающих, глобальных масштабах и ведущие конкурентную борьбу за рынки сбыта, материальные и финансовые ресурсы на мировой арене.

Важную роль при этом будет играть процесс либерализации мировой экономики, международной экономической деятельности, выражающаяся в постепенном (хотя далеко не всегда последовательном и прямолинейном) ослаблении или устранении препятствий на пути международного движения товаров, услуг, объектов интеллектуальной собственности, труда, капитала, финансовых ресурсов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Конституция Российской Федерации от 12 декабря 1993 года

2. Агафонов, В.Б. Роль геологической информации о недрах в развитии минерально-сырьевого комплекса Российской Федерации: историко-правовой анализ/ В.Б. Агафонов // Нефть, газ и право. - 2009. - № 6.

3. Алексеев, Г.Ф. Перспективы развития нефтегазового комплекса Республики Саха (Якутия)/ Г.Ф. Алексеев, А.Ф. Сафронов // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2009. - № 1.

4. Аникеев, В.А. Технологические аспекты экологической безопасности в отраслях ТЭК/ В.А. Аникеев, С.Л. Масленников // Энергетическая политика. - 2009. - № 1.

5. Афанасьев, В. Я. Международный бизнес и торговля в отраслях нефтегазового комплекса: учеб пособие: [по специальности 080507 "Менеджмент орг." специализации "Менеджмент в отраслях нефтегазового комплекса"] / В.Я.Афанасьев, Ю.Н.Линник, О.В.Байкова; Гос. ун-т упр., Ин-т упр. в пром-сти и энергетики. - М., 2009.

6. Актуальные задачи законодательного обеспечения нефтегазового сектора материалы круглого стола/ Ком. Гос. Думы по энергетике. -М., 2008 V.

7. Арсеньев, Н.В. "Сахалин-2": факты, документы, события (1990-2000 гг.) / Н.В.Арсеньев. Южно-Сахалинск: Лукоморье, 2008.

8. Балаба, В.И. Промышленная безопасность добычи нефти и газа / В.И.Балаба И.И.Дунюшкин, В.П.Павленко ; под ред. А.И.Владимирова, В.Я.Кершенбаума; Нац. ин-т нефти и газа. - М.: Рос.инженер.акад., 2008. - 543 е.: ил., схем., табл., граф. - (Конкурентоспособность и управление качеством в нефтегазовом комплексе). - Библиогр.: с.526-534.

9. Белонин, М.Д. Состояние сырьевой базы и прогноз возможных уровней добычи нефти в России до 2030 г./М.Д.Белонин, Ю.В.Подольский // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2006. - № 5.

10. Бозо, Н.В. Парадоксы вертикальной интеграции в российской нефтегазовом секторе/ Н.В.Бозо, В.В.Шмат// ЭКО. - 2007. - № 4.

11. Байков, Н. Перспективы российской нефтегазовой промышленности и альтернативных источников энергии/ Н. Байков, Р. Гринкевич // Мировая экономика и международные отношения. - 2008. - № 6.

12. Баяндурян, Г.JI. Финансово-экономические условия повышения эффективности функционирования вертикально интегрированных компаний нефтегазового комплекса/ Г.Л.Баяндурян, О.А.Петрюк // Финансы и кредит. - 2009. - № 9.

13. Виноградов, О. Мировые итоги: нефть-2009: Рынки нефти восстановятся быстрее газовых/ О.Виноградова // Нефтегазовая вертикаль. -2010.-№3.

14. Нефтяная промышленность России: вчера, сегодня, завтра : опыт разраб. месторождений углеводородов в 1950-2008 гг. / Г.Г.Вахитов ; Рос. акад. ес-теств. наук. - Изд. 2-е, перераб. и доп. -М.: ВНИИОЭНГ, 2008. -311с: ил., [25] л. ил.-Библиогр.: с. 305-31 1.

15. Воробьева, О.В. Либерализационная реструктуризация газового комплекса России: тенденции и перспективы / О. В. Воробьева ; Волгогр. колледж газа и нефти и др. -Волгоград , 2008. -331 с: табл., диагр. -Библиогр.: с. 301-329.

16. Высокотехнологичная переработка углеводородного сырья в России, проблемы и перспективы: Материалы круглого стола/ Комис. Совета Федерации по естеств. монополиям. - М., 2008 г.

17. Воронина, Л.А. Регламент стратегического плана нефтегазовых корпораций Юга России/ Л.А.Воронина, Г.В.Клейменова, С.Е.Хрипунов // Финансы и кредит. - 2007. - № 43 (283).

18. Генеральная схема формирования нефтегазовых комплексов на востоке России / 1 А.Э.Канторович, В.А.Каширцев, А.Г.Коржубаев, А.Ф.Сафронов // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2007. -№ 1.

19. Гумерова, Г.И. Технологическая конкурентоспособность химического и нефтехимического комплекса России на пороге вступления в ВТО/ Г.И.Гумерова // Регионология. - 2007. - № 4.

20. Гумерова, Г. Химический и нефтехимический комплекс/ Г.Гумерова. Э. Шаймиева // Экономист.-2007. - № 12.

21. Григорьев, Г.А. Новые нефтегазовые регионы и стратегия развития ТЭК России/ Г.А. Григорьев // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2008. - № 2.

22. Газоперерабатывающие и нефтехимические комплексы на востоке России, предпосылки создания/ Б.Г.Санеев, Л.А.Платонов, Е.П.Майсюк, АК.Ижбулдин // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2009. - № 1.

23. Глазкова, JI. Россию кормит нефть и газ, а Белоруссию - АПК/ JL Глаз-кова// Российская Федерация сегодня. - 2009. - № 16.

24. Григорьева, JI. Мировая энергетика на перекрестке дорог: какой путь выбрать России?/ Л.Григорьева, В.Крюков // Вопросы экономики. -2009. - № 12.

25. Данилина, М.В. Нефтегазовый комплекс России - ведущий источник формирования доходов федерального бюджета/ М.В. Данилина, М.В.Данилина // Региональная экономика: теория и практика. - 2007. -№ 17(56).

26. Жириновский, В.В. Российская нефть - народу!/ В.В.Жириновский; ЛДПР. -М., 2008.

27. Завьялова, Е. Энергетическая безопасность России/ Е.Завьялова // Обозреватель - Observer/ - 2005. - № 1.

28. Ефименко, Е.С. Стратегия российский нефтегазовых компаний на рынке стран СВА (Китая, Республики Корея и Япония): автореф. дис. канд.экон.наук / Ефименко Елена Сергеевна; С.-Петерб. гос. ун-т - СПб., 2009.

29. Ёлгин, В.В. Роль нефтегазового комплекса Ямало-Ненецкого АО в экономике России/ В.В.Ёлгин, В.В.Пенкин // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2006. № 5.

30. Емешев, В.Г. Нефтегазодобывающий комплекс Томской области: состояние и перспективы развития/ В.Г.Емешев, С.Ф.Богачев, А.В.Комаров //Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2008. - № 5.

31. Иванов, В.П. Европейское направление в энергетической стратегии России в контексте международной энергетической безопасности : монография/ В. П. Иванов. -М.:Теис, 2009.

32. История и перспективы развития нефтегазовой промышленности и топливно-энергетического комплекса /Федер. агентство по образованию, Тюмен. гос. нефтегазовый ун-т ; [Ю. Д. Земенков и др.]. -СПб. : Недра, 2007.

33. Крючков, O.A. Совершенствование инструментов инвестиционной политики в российской энергетике : Автореф. дис. ... канд. экон. наук/ O.A. Крючков. -Волгоград, 2007. -

34. Коржубаев, А. Г. Нефтегазовый комплекс России: перспективы сотрудничества с Азиатско-Тихоокеанским регионом. Навстречу саммиту АТЭС во Владивостоке : научное издание/ А. Г. Коржубаев, И. А. Соколова, Л. В. Эдер; Ин-т экономики и орг. пром. пр-ва СО РАН и др. -Новосибирск: ИЭОПП, 2009.

35. Коржубаев, А.Г. Нефтегазовый комплекс России в условиях трансформации межгосударственной системы энергообеспечения/ А.Г. Коржубаев; Науч. ред. А.Э. Конторович. -М.: Гео, 2007.

36. Как потушить факелы на российских нефтепромыслах: институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа) : монография/ В. А. Крюков, В. Ю. Силкин, А. Н. Токарев, В. В. Шмат ; отв. ред. В. В. Кулешов ; Рос. акад. наук, Сиб. отд-ние, Ин-т экономики и орг. пром. пр-ва. -Новосибирск : Изд-во ИЭОПП, 2008.

37. Калинкин, А. В. Нефтегазовый потенциал Восточной Сибири и Дальнего Востока: нефтегазоносность регионов, месторождения, инфраструктура, проекты, компании : обзор, информ. / А. В. Калинкин, А. И. Глаголев, Е. С. Алексеева ; Открытое Акционер. О-во "Газпром ". Информ.-реклам. центр газовой пром-сти (ООО "ИРЦ Газпром"). -М.: ИРЦ Газпром, 2008. -223 с. -(Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений).

38. Крюков, В.А. Нефтегазовые ресурсы в трансформируемой экономике: о соотношении реализованной и потенциальной общественной ценности недр (теория, практика, анализ и оценки)/В.А.Крюков, А.Н.Токарев; Отв.ред.В.В.Кулешов; РАН. Сиб. отд-ние. - Новосибирск: Наука-Центр, 2007.

39. Кондрачук, В.В. Нефтегазовый бизнес в российской политике/ В.В.Кондрачук // Проблемы политологии. -М., 2005. - Вып. 7.

40. Конторович, А.Э. Угроза энергетической безопасности и условия эффективного развития топливно-энергетического комплекса России/ А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев Л.В.Эдер // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2006. - № 5.

41. Коржубаев, А.Г. Энергетическая безопасность и условия эффективного развития ТЭК России/ А.Г. Коржубаев // ЭКО. - 2006. - № 10.

42. Компас для геологов? : [проект Стратегии развития геол. отрасли на период до 2030 г.] // Нефтегазовая вертикаль. - 2010. - № 1.

43. Кропп, Э. Шельф без спекуляции : Закон "О недрах" мешает разделить риски При геологоразведке континентального шельфа/ Э. Кропп // Нефть и капитал. - 2010. - № 1-2.

44. Канторович, А.Э. Прогноз развития новых центров нефтяной и газовой промышленности на Востоке России и экспорта нефти, нефтепродуктов и газа в восточном направлении/ А.Э. Канторович, А. Г. Коржубаева // Регион: экономика и социология. - 2007. - № 1.

45. Коржубаев, А.Г. Сотрудничество с Китаем в нефтегазовой сфере/ А.Г.Коржубаев // ЭКО. - 2007. /№ 9.

46. Клемин, A.B. Об экономическом плюрализме, либерализации энергетики и Европейской энергетической хартии/А.В. Клемин // Актуальные проблемы экономики и права. - 2008. -

47. Коржубаев, А.Г. Нефтегазовый комплекс России в глобальной энергетике: перспективы развития, реализация национальных интересов/ А.Г. Коржубаев // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. -2008. - № 6.

48. Казакова, М.В. Вклад нефтегазового сектора в динамику экономических показателей в России и в мировой практике/ MB. Казакова // Российский внешнеэкономический вестник. - 2009. - № 8.

49. Камынина, Е.Ю. Приоритеты, ориентиры и императивы развития газовой отрасли России/ Е.Ю. Камынина, А.П. Карибов // Нефть, газ и бизнес. - 2009. - № 9.

50. Колчин, С. Взаимодействие России со странами СНГ в нефтегазовой сфере/ С. Колчин // Россия и новые государства Евразии. - 2009. - № 4.

51. Коржубаев, А.Г. Анализ тенденций в нефтяном комплексе России/ А.Г. Коржубаев, И.А. Соколова, Л.В. Эдер // ЭКО. - 2009. - № 9. - С. 59-74.; № 10.-С. 85-103

52. Коржубаев, А.Г. Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные оценки, организационная структура/А.Г. Коржубаев, J1.B. Эдер // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2009. - № 3.

53. Коржубаев, А.Г. Стратегия развития инфраструктуры транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в России/А.Г. Коржубаев В.И. Суслов // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2009. - № 1.

54. Кудряшов, С. От реформы налогообложения к закону "О нефти": М-во энергетики России определилось с приоритетами развития нефтегазового комплекса страны/ С. Кудряшов // Нефть России. - 2009. - № 10.

55. Макаревич, В.Н. Нефтедобывающая и перерабатывающая промышленность/ В.Н. Макаревич, H.H. Герасимов, Л.А. Орлова // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2008.-№ 4.

56. Матвеевым, М.В. Перспективы снижения ущерба природной среде, наносимого нефтегазодобывающей отраслью/ М.В. Матвеев, СР. Зей-налов // Экономика природопользования: Обзор, информ. /ВИНИТИ. -2005. -№ 4.

57. Митрова, Д. Российские арктические газовые проекты: разумный пессимизм/Т. Митрова // Нефтегазовая вертикаль. - 2010. - № 3.

58. Матвейчук, A.A. Истоки российской нефти: ист. очерки / А. А. Мат-вейчук, и. Г. Фукс. -М. Древлехранилище, 2008.-413 с: ил. -Библиогр.: с.408-411.

59. Новая экономика. Инновационный портрет России : научное издание/ Ком. Совета Федерации по образованию и науке, Ком. Гос. Думы по науке и наукоемким технологиям. -М.: Центр стратег, партнерства, 2009.

60. Новикова, А. М. Нефтегазовый комплекс в контексте глобализации/ А. М. Новикова, В. и. Пефтиев; Яросл. гос. пед. ун-т им. К. Д. Ушинского. - Ярославль, 2009.

61. Нефть и газ России : Справ, с телефон, кн./ Гл. ред. А. Максимов, -русангл. изд -М • Изд. Максимова. -2006 Вып. 2 : 2007/2008. -2007.

62. О законодательном обеспечении реализации нефтегазовых проектов на шельфе северных морей Российской Федерации с учетом международного опыта : Материалы парламент, слушаний/ Ком. Гос. Думы по энергетике, трансп. и связи.-. -М., 2005 г.

Олеинов, А. Г. Топливно-энергетический комплекс мира : учеб. справ, пособие / А. Г. Олеинов ; Моск. гос. ин-т междунар. отношений (ун-т) МИД России, Проект сотрудничества МГИМО-Би Пи. -М. : Навона, 2008.

Островский, Е.А. Роль государства в формировании национального рынка нефтепродуктов/ Е.А.Островский// Промышленная политика в Российской Федерации. - 2008. - № 4.

Парамонов, В. Проекты и инвестиции России в государствах Центральной Азии: нефтегазовая сфера/ В.Парамонов, А.Строков// Центральная Азия и Кавказ. - 2008. - " 6.

Повышение качества прогнозирования и эффективности администрирования ненефтегазовых доходов в Российской Федерации: "круглый стол" Совета Федерации, г. Светлогорск Калининград, обл. 7 апр. 2008 г./ Совет Федерации Федер. Собр. Рос. Федерации. -Изд. Сове-та_Федерации. -М., 2009.

Писковой, Т.И. Рецепты энергобезопасности. Конфликтные действия и механизмы смягчения противоречий в мировой энергетике/ Т.И. Писковой // Международная экономика. - 2009. - № 9.

Пелих, H.A. Приоритеты развития нефтяной промышленности России : автореф. дис канд. экон. наук/ Н. А. Пелих. -М., 2008.

Рыжова, A.B. Британские инвестиции в нефтегазовую отрасль России: ретроспективный анализ и современность : автореф. дис. ... канд. экон. наук / Рыжова Анна Валерьевна ; [С.-Петерб. гос. ун-т экономики и финансов]. -СПб., 2008.

Салиева, Р-Н. Проблемы формирования законодательства о техническом регулировании деятельности хозяйствующих субъектов в нефтегазовом комплексе/ Р. Н. Салиева // Юрист. - 2007 . - № 5.

Сухецкий, С.П. Нефтяной бизнес. Влияние налоговой нагрузки на инвестиционный процесс научное издание/ С. П. Сухецкий. -Изд. 3-е. -М. : URSS, 2008.

Столярова, JI.B. Развитие законодальства в области экспертизы проектов строительства в нефтегазовом комплексе/ Л.В. Столярова, С.П.Стахиевич// Нефть, газ и право. - 2008. - № 1.

73. Савинов, Ю.А. Развитие мирового рынка подрядных услуг по добыче нефти и газаЛО.А. Савинов, Я.Г.Резников // Российский внешнеэкономический вестник. - 2008. - № 8.

74. Степанов, Д. Ю. Проблемы сотрудничества стран Каспийского региона в нефтегазовой отрасли- геоэкономический аспект : автореф. дис. ... канд. экон. наук/ Степанов Дмитрий Юрьевич; [Дипломат, акад. М-ва иностр. дел Рос. Федерации]. -М., 2008.

75. Саудаханов, М.В. Государственное регулирование экономической безопасности в нефтегазовом комплексе России и опасные тенденции такого регулирования/ М.В. Саудаханов // Вестник Московского университета МВД России. - 2009. - № 3. - C.217-2I9.

76. Стратегические приоритеты и количественные ориентиры развития нефтегазового комплекса России на фоне современных экономических тенденций/ А.Г.Коржубаев, Л.В.Эдер, АС.Бахтуров и др. // Минеральные ресурсы России: экономика и управление. - 2009. - № 5.

77. Субботин, М. Инновационный прорыв Сахалина : [проект "Сахалин-2"]/ М. Субботин, М. Субботина // Финансовый контроль. - 2009. - № 10.

78. ТЭК и экономика России: вчера - сегодня - завтра : взгляд из 2007 г.: [ежегодник] / Ин-т энергет. стратегии ; [ред. совет: В. В. Бушуев и др.]. -М. : Энергия, 2007.

79. Томбер, И.Р. Штокман: энергетический джокер России/ И. Р. Томберг// Международная жизнь.-2006.- № 12.

80. Тоткало, A.B. Рынок слияний и поглощений в нефтегазовом секторе в 2009 году/ A.B. Тоткало, ЕВ. Хренов // Нефть, газ и бизнес. - 2009. - № 11.

81. Топливно-энергетический комплекс России, 2000-2006 гг. : Справ.-аналит. обзор/ Под общ. ред. В.В. Бушуева, А.И. Громова; Ин-т энергет. стратегии и др. -М.: Энергия, 2007.

82. Ушвицкий, Л. И. Эффективность развития нефтяного комплекса Юга России : монография / Л. И. Ушвицкий, Ю. Г. Бинатов, И. А. Дубовик ; Сев.-Кавк. гос. техн. ун-т. -Ставрополь: Изд-во Сев.-Кавк. гос. техн. унта, 2008.

83. Хлопонин, А.Г. Под знаком Ванкора '. В авг. 2009 г. на территории России появится ещё один нефтедобывающий регион [беседа с губернатором Краснояр. края А. Г. Хлопониным] /А. Г. Хлопонин//Нефть России. - 2009. - № 6.

84. Череповицын, А. Е. Стратегия инновационного развития нефтегазового комплекса Северо-Запада России : автореф. дис. д-ра экон. наук / Череповицын Алексей Евгеньевич ; [С-Петерб. гос. горн, ин-т им. Г. В. Плеханова (техн. ун-т)]. -СПб. 2009.

85. Шеховцов, A.A. Воздействие предприятий топливно-энергетического комплекса на окружающую среду/ A.A. Шеховцов, С.Г. Чижов // Энергетическая политика. - 2009. - № 1.

86. Шматко, С.И. Топливно-энергетический комплекс России: стратегические ориентиры/ СИ. Шматко // Федеральный справочник. Политика. Экономика. Управление -М. 2009. - [вып. 5]: январь - июнь 2009 года.

87. Шафраник, Ю.К. Инвестиции в российский нефтегазовый комплекс/ Ю.К. Шафраник // Энергетическая политика. - 2007. - Вып. 1.

88. Шевченко, И.В. Предпосылки и ограничения развития нефтегазового кодекса России: макроэкономический аспект/ И.В. Шевченко // Национальные интересы: приоритеты и безопасность. - 2007. - № 11. - С. 2329. -6 табл.

89. Шахматов, A.B. Некоторые вопросы государственно-правового регулирования деятельности предприятий топливно-энергетического комплекса в России/ A.B. Шахматов, H.A. Ниг-метов // Вестник Санкт-Петербургского университета МВД России. - 2008. - № 1.

90. Шафраник, Ю.К. Нефтегазовый фактор России: научное издание/ Юрий Шафраник. - М.: Второй Вариант, 2005.

91. Шмат, В.В. Инвестиции в сибирскую нефть - под вопросом?/ В.В.Шмат // ЭКО. - 2006. - № 4.

92. Филипенко, A.B. Нефть работает на людей : В Ханты-Мане. авт. округе ищут новые стимулы для роста экономики [беседа с губернатором ХМАО A.B. Филипенко]/ A.B. Филипенко // Нефть России. - 2009. - № 9.

93. Фролова, Н.В. Государственная стратегия как средство правового регулирования отношений, возникающих при добыче нефтяных ресурсов/ Н.В. Фролова // Нефть. Газ. Право. - 2009. № 4.

94. Фролова, Н.В. Современные проблемы правового обеспечения статуса хозяйствующих субъектов нефтедобывающего комплекса/ Н.В.Фролова // Законодательство и экономика. - 2005. - № 10.

95. Энергетический бум. :Малые электростанции на промыслах растут как грибы// Нефть и капитал. - 2010. - № 1-2.

96. Эффективность госуправления: [рейтинговый обзор "Роль гос. органов в развитии нефтегазового комплекса России в 2009 г."] //Нефтегазовая вертикаль. - 2010. - № 1.

А. Э. Арцев. Анализ экономических тенденций в нефтяном комплексе Российской Федерации: реформа и перспектива,- М..-НТЦ "Развитие",- 2010 г.-78 с.

Редакция и компьютерная вёрстка авторская

Формат бумаги 60 х 84 1/16. Усл. печ. листов 2,3 Тираж 100 экземпляров. Заказ № 1041 Отпечатано в НТЦ "Развитие" по адресу: 119501, г. Москва, улица Гольяновская, дом 7а, а/я 924

2009195074