RefMag.ru - работы по оценке: аттестационная, вкр, диплом, курсовая, тест, контрольная, практикум

Помощь в решении тестов, практикумов, курсовых, аттестационных

Заказ курсовых, контрольных, дипломных работ

Сроки выполнения работ

Цены и оплата

Новости сайта

Полезные статьи

Популярные разделы:

Готовые работы:

- Антикризисное управление

- Аудит

- Бизнес планирование

- Бухгалтерский учет

- Деньги, кредит, банки

- Инвестиции

- Логистика

- Макроэкономика

- Маркетинг и реклама

- Математика

- Менеджмент

- Микроэкономика

- Налоги и налогообложение

- Рынок ценных бумаг

- Статистика

- Страхование

- Управление рисками

- Финансовый анализ

- Внутрифирменное планирование

- Финансы и кредит

- Экономика предприятия

- Экономическая теория

- Финансовый менеджмент

- Лизинг

- Краткосрочная финансовая политика

- Долгосрочная финансовая политика

- Финансовое планирование

- Бюджетирование

- Экономический анализ

- Экономическое прогнозирование

- Банковское дело

- Финансовая среда и предпринимательские риски

- Финансы предприятий (организаций)

- Ценообразование

- Управление качеством

- Калькулирование себестоимости

- Эконометрика

- Стратегический менеджмент

- Бухгалтерская отчетность

- Экономическая оценка инвестиций

- Инвестиционная стратегия

- Теория организации

- Библиотека








Поиск на сайте:

Принимаю заказы на решение тестов, задач, практикумов, подготовку контрольных, курсовых, дипломных (аттестационных) работ (безопасно, антиплагиат, большой опыт, положительные отзывы). Сергей.
тел. +7(495)795-74-78, admin@refmag.ru, ,
Вконтакте: vk.com/refmag.

Готовый диплом.

Роль ОАО НК Роснефть в нефтяном рынке России

2004 г.

Содержание

Введение

Глава 1. Становление в России рынка нефти и нефтепродуктов

1.1. Модель организации нефтяного рынка России

1.2. История и последствия приватизации нефтяной отрасли в России

1.3. Анализ мирового опыта реформирования отраслей нефтедобычи

Глава 2. Маркетинговый потенциал ОАО «НК «Роснефть»

2.1. Общие сведения о компании

2.2. Модель потенциала компании

2.2. Оценка потенциала компании «Роснефть»

2.2.1. Место «Роснефти» на рынке

2.2.2. Нефтепереработка и сбыт нефтепродуктов

2.2.3. Финансовые ресурсы и политика компании

2.2.4. Экономическая эффективность деятельности компании

Глава 3. Проектирование мероприяти маркетинговой стратегии для компании «Роснефть»

3.1. Swot-анализ деятельности компании

3.2. Оценка имиджа нефтяных компаний

3.3. Проектирование маркетинговой стратегии наращивания конкурентных преимуществ компании «Роснефть»

Заключение

Литература

Приложение 1. Динамика Показателей ОАО «НК «Роснефть»

Введение



Несмотря на десять лет экономических и структурных преобразований, Россия остается преимущественно сырьевой страной. Основу ее благосостояния и процветания, положение в мире и геополитические возможности определяют природные богатства, их добыча и первичная переработка. Важнейшим из ресурсов, которыми наделена Россия, является нефть.

Объектом исследования настоящей дипломной работы является нефтяной рынок России, предмет исследований – одна из крупнейших нефтяных компаний – ОАО «НК «Роснефть».

Основной деятельностью OAO “Нефтяная Компания “Роснефть” и ее дочерних предприятий является разведка, разработка, добыча и реализация сырой нефти, а также производство, транспортировка и реализация нефтепродуктов в Российской Федерации и за рубежом.

Роснефть” сегодня — это централизованный холдинг с единой производственно-финансовой политикой. “Роснефть” представляет собой вертикально-интегрированную нефтяную компанию с полным циклом операций от геологоразведки и добычи углеводородов до реализации готовой продукции.

В настоящее время «Роснефть» не является лидером российского нефтяного бизнеса. Рейтинги1 компании отражают агрессивную финансовую политику "Роснефти" и ее ухудшающиеся финансовые показатели. Негативное влияние этих факторов частично компенсируется значительными запасами нефти, вертикальной интеграцией и экспортными возможностями.

По состоянию на 30 июня 2003 г. совокупная задолженность "Роснефти" составляла 2,35 млрд долл. Тем не менее рейтинг основан на предположении, что менеджмент "Роснефти" в соответствии со своей политикой сумеет удержать совокупную задолженность компании в рамках 2,3 млрд долл. к концу 2003 г. и что ликвидность компании не пострадает из-за нарушений ковенантов (от английского covenant - соглашение, договор), если таковые произойдут.

Инвестиционные планы компании превышают объем операционного потока даже в условиях сегодняшней благоприятной ценовой конъюнктуры. Это может негативно отразиться на способности компании выполнять ее финансовые обязательства в условиях среднего ценового сценария Standard & Poor's (18 долл. за баррель) и может привести к нарушению ковенантов.

В связи с этим цель данной работы – изучение потенциала компании и разработка маркетинговой стратегии по усилению конкурентных преимуществ компании.

В соответствие с поставленной целью дипломной работы решаются следующие задачи:

  1. оценить этапы становления нефтяного рынка России и последствия приватизации нефтяных компаний

  2. провести анализ маркетингового потенциала «Роснефть»

  3. изучить позиционирование компании на рынке нефти

  4. оценить положение конкурентов компании и роль Роснефти на рынке

  5. разработать мероприятия по проектированию маркетинговой стратегии по усилению конкурентных преимуществ компании на нефтяном рынке.

В первой главе дипломной работы исследуется модель организации нефтяного рынка, структура вертикально интегрированных нефтяных компаний, формы собственности, исследуются история и результаты приватизации, исследуются вопросы ренты на недра, анализируется текущая ситуация вокруг нефтяной компании «ЮКОС» и ее бывшим главой М.Ходорковским, анализируется скандинавский опыт реформирования нефтяной отрасли.

Во второй главе дипломной работы проводится исследование маркетингового потенциала нефтяной компании «Роснефть», анализируется текущее положение компании, позитивные и негативные факторы деятельности, конкурентные преимущества, приводятся общие сведения о компании, характеристика деятельности, показатели нефтепереработки и сбыта, финансовой политики, финансовой отчетности, рентабельности, приводятся рекомендации совершенствованию стратегии компании.

Целью третьей главы является анализ НК «Роснефть» в системе нефтяного рынка России, анализируются показатели нефтяных компаний – конкурентов, проводится SWOT анализ, проводится позиционирование на рынке, исследуется отношение общественности к нефтяной отрасли в целом, предлагаются мероприятия по повышению конкурентных преимуществ и роли компании на рынке нефти в России.

Методологической базой исследования являются научно-учебные статьи и монографии таких авторов как Жан Жак Ламбен, Е. Дихтель, Х. Хёршген и др., годовые отчеты и материалы компании «Роснефть», публикации специальной и периодической печати, аналитические материалы КЭРИ, РосБизнесКонсалтинг, Standard&Poor’s., исследование «Имидж российского бизнеса: нефтяная отрасль», проведенное А. Овсянниковым.



Глава 1. Становление в России рынка нефти и нефтепродуктов

1.1. Модель организации нефтяного рынка России

Организационно управление нефтяной и газовой промышленностью в СССР осуществлялось через систему группы министерств — Министерства геологии СССР, Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности, Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР, а также Главного управления по транспорту, хранению и распределению нефти и нефтепродуктов при Совете Министров РСФСР и союзных республик. Большую роль в обеспечении развития отраслей играло Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности. Основными низовыми звеньями в нефтяной и газовой промышленности занимавшихся производственной деятельностью являлись геолого-поисковая контора, нефтегазодобывающее управление, управление буровых работ, нефтеперерабатывающий завод и т.д.

Огромное значение для реализации хозяйственной самостоятельности предприятий имел Закон СССР о государственном предприятии (объединении), который был введен в действие с 1 января 1988г., по которому они становились во многом самостоятельными и ответственными субъектами экономики. Это было первым шагом реформирования централизованной системы хозяйствования. К концу 80-х годов вся практика хозяйствования подводилась к тому, что необходима радикальная перестройка добывающего комплекса, превращение монопродуктовой отрасли в конкурентоспособную отрасль по всему спектру продукции — от сырья до продуктов глубокой переработки и сбыта продукции. В переходный период началась и долгое время продолжалась борьба между самыми различными тенденциями и направлениями развития — от ультралиберальных предложений до схем, предполагающих восстановление прежней относительно более централизованной организационной структуры. Программы экономических реформ затронули, главным образом, вопрос собственности на природные ресурсы и не были основаны на четких экономических принципах, таких как конкуренция и демонополизация. Летом 1991г. было достигнуто соглашение о передаче собственности республикам, входившим в состав бывшего СССР. Структура нефтяной промышленности также претерпела упрощение за счет ликвидации территориальных производственных подразделений. Однако, эти изменения не затронули монополистические интересы местных производственных объединений и самой основы финансовой структуры отрасли. Но даже новшества и реформы, проведенные в 1992-1993гг. (выделение в отдельные концерны ряда крупнейших подразделений Государственного предприятия ‘Роснефть’, а затем акционирование этих концернов), не были основаны на упорядоченном наборе важнейших принципов рыночной экономики — например, создания конкурентной среды с определенным уровнем государственного регулирования. В конечном счете все вышеперечисленные замечания отражают недостаток твердости и последовательности в проведении политики реформ, в то время как все осуществляемые на практике меры по сути являются лишь попытками видоизменить только отдельные части отраслевой структуры. Это лишь является неупорядоченным процессом преобразования отдельных кусочков и частей государственной по своей сущности отрасли промышленности в новые формы собственности.

Наиболее существенным недостатком централизованной организационной структуры производственно-транспортной системы было наличие огромного административного аппарата вместо одного предприятия, которое заботилось бы в первую очередь о том, как повысить эффективность своей работы для увеличения прибыли. Кроме того, другие виды деятельности, в частности, разведка новых месторождений и переработка, находились под контролем других министерств, имеющих свои собственные управленческие структуры. Координация их работы была затруднена, поскольку отдельные звенья между этими пирамидами управлялись с самого верхнего уровня, в то время как попытки налаживания сотрудничества между различными низшими уровнями всякий раз наталкивались на сопротивление. Даже внутри отдельного министерства в основном решения принимались на самом верху, а затем ‘спускались’ вниз через всю структуру, что часто приводило к принятию неэффективных решений вследствие недостаточной или несвоевременной информированности высшего руководства о реальных потребностях низших звеньев. С другой стороны, масштабность проблемы также иллюстрируется огромным объемом капиталовложений, которые необходимы для модернизации мощностей производственных, транспортных и нефтеперерабатывающих предприятий. Объем инвестиций, необходимых для ремонта существующих скважин, оценивается в 12 млрд. долларов США (для 32000 скважин), в то время как еще около 10 млрд. долларов США необходимо для повышения нефтеотдачи на уже разрабатываемых месторождениях.

Одним из результатов реформ 1988-1991гг. стало, что нефтедобывающие объединения получили значительную свободу в виде переданных им полномочий союзного Министерства, сохранив в тоже время прерогативы в своих взаимоотношениях с производственными участками, находящимися под их управлением, а также мощную защиту против попыток проникновения ‘чужих’ на их территорию. Это означает, что основная цель этих ‘либерализованных’ предприятий — сохранить контроль над своей территорией и своими ресурсами, используя свое положение в старой системе, однако такое положение объединений не обязательно должно быть выгодно для нефтяной промышленности в целом. Наблюдается еще один процесс — попытки геологоразведочных организаций самостоятельно заниматься нефтедобычей для того, чтобы обеспечить себе необходимые средства существования. С макроэкономической точки зрения эта тенденция может помешать созданию эффективной геологоразведочной службы, призванной обслуживать нефтедобывающую промышленность страны. Все эти процессы представляют собой попытки использовать старую структуру отрасли.

Отправной точкой реформ является ситуация, характеризуемая тем, что нефтяная промышленность страны полностью находилась под контролем государства, а в настоящее время еще и тем, что достигнутый уровень частного предпринимательства и доля его недостаточны для того, чтобы частные компании могли в ближайшее время взять на себя организующую роль государства, кроме того совершенно не подготовлена законодательная и нормативная база для такого перехода. Почему считается недостаточным достигнутый уровень частного предпринимательства: во-первых, частные компании, как осколки старой министерской пирамиды, имеют такое территориальное разделение, что компании мало конкурируют между собой; во-вторых, система управления и организационная структура таких компаний остается в основном пока еще старой, “министерской”. Поэтому, хотя большинство существующих сегодня компаний по форме частные, по содержанию в значительной части остаются полугосударственными.

Упрощенно можно считать, что в отношении роли государства существуют два крайних альтернативных подхода — либо система, находящаяся под полным контролем государства, аналогичная старой министерской пирамиде, либо полное устранение государства от управления отраслью. Главными целями реформ должны быть конкуренция и демонополизация, которые на примере других стран уже доказали, что являются наилучшим способом обеспечения эффективного развития нефтяной промышленности. Создание акционерных обществ, возможно, является правильным шагом в направлении структурной перестройки отрасли, открывая реальную возможность для образования в относительно короткий срок предприятий различных форм собственности — полностью государственных, смешанных (государственно-частных), иностранных, а также частных (с нулевым участием государства). В условиях смешанной экономики с существующими в ней разными типами предприятий государственные компании, находящиеся в окружении частных фирм, ведут себя совершенно иначе, чем в условиях экономики социалистического типа, когда государство является единственным владельцем всех предприятий и организаций нефтяной промышленности. Следует подчеркнуть огромную важность роли государства, как регулятора, особенно применительно к тем случаям, когда существует реальная угроза, что вертикально-интегрированные компании создадут региональные монополии. Теоретический подход к решению проблемы структурной перестройки нефтяной отрасли России приводит к необходимости рассмотрения трех основных параметров (структура нефтяных компаний, форма собственности, характер государственного регулирования), которые должны быть зафиксированы на соответствующих уровнях так, чтобы комбинации этих параметров определяли различные варианты проведения структурной перестройки. Результаты такого анализа представлены в прилагаемой ниже ‘матрице решений’, которая показывает различные возможные варианты для каждого из выбранных параметров. К таким возможным вариантам относятся следующие:

структура нефтяных компаний

этот параметр является определяющим, поскольку он контролирует все виды деятельности нефтяных компаний и оказывает очень значительное влияние на другие параметры, имеющие отношение к организации работы нефтяной промышленности. Возможны следующие три варианта структуры нефтяных компаний:

  • все компании являются неинтегрированными: такой подход представляет собой воплощение еще одной крайней концепции организации нефтяной промышленности, которая предусматривает создание наиболее благоприятных условий для развития свободной конкуренции, но при этом, возможно, не решает проблемы развития предприятий некоторых подотраслей нефтяной промышленности (нефтехимия и нефтепереработка) и может привести к некоторой нестабильности всей организационной системы в целом.

  • все компании являются вертикально-интегрированными (ВИК). Одним из возможных вариантов является организация всех компаний и предприятий нефтяной промышленности страны, за исключением некоторых научно-исследовательских институтов, машиностроительных предприятий и сервисных компаний, в виде ВИК. Главная особенность такого подхода состоит в создании благоприятных условий для создания и развития региональных монополий, особенно в сфере сбыта нефти и нефтепродуктов.

  • сосуществование вертикально-интегрированных компаний и неинтегрированных компаний. В настоящее время уже существуют ВИК, которые представляют собой самую современную форму организации крупных нефтяных компаний, которую более подробно рассмотрим позднее.

форма собственности

как показывают результаты анализа организационных моделей в других странах, этот вопрос является спорным, и даже несмотря на то, что в настоящее время имеет место сильная тенденция к приватизации, государственные компании по-прежнему пользуются некоторыми преимуществами, особенно в странах, осуществляющих экспортные поставки сырой нефти. Форма собственности может принимать различные виды:

  • все компании являются государственными для лучшей организации надзора за работой нефтяной промышленности во время проведения основных мероприятий по структурной перестройке

  • одновременное присутствие частных и государственных компаний позволяет обеспечить развитие конкуренции для повышения эффективности функционирования всей системы

  • приватизация всех предприятий – наиболее радикальное решение с целью создать рыночную систему с абсолютной свободой конкуренции.

характер государственного регулирования

государственное регулирование включает две составляющие: законодательную систему ( с помощью которой устанавливаются и контролируются ‘общие правила игры’ — закон о недрах, кодексы стандартов, налоговое законодательство и т.д.) и ряд дополнительных законодательных и нормативных актов ( так называемые ‘исключения из общих правил’), которые призваны обеспечить защиту прав потребителей, защиту честной конкуренции, привлекательность нефтяной промышленности для частных инвесторов и т.п.

  • высокая степень государственного регулирования особенно необходима для защиты конкуренции в системе где доминируют крупные вертикально-интегрированные компании.

  • ограниченная ‘общими правилами’ степень государственного регулирования будет достаточна, если организационная структура нефтяной промышленности будет поддерживать развитие свободной конкуренции.

При рассмотрении всей совокупности возможных вариантов решений (см. табл. 1.1) некоторые из них могут показаться вполне целесообразными и очень привлекательными, однако уже пройденные этапы реформирования и поставленные цели новых преобразований отсеивают большую часть возможных вариантов решений. В столбцах матрицы — А,В,С — представлены три основных, наиболее вероятных, варианта решения, какой будет организационная структура нефтяной отрасли России, но можно рассмотреть и некоторые другие.

Таблица 1.1

Матрица вероятных решений

 

Варианты решения

 

А

В

С

Структура нефтяных компаний

большинство компаний являются ветикально-интегрированными

отдельные компании являются ветикально-интегрированными

все компании являются ветикально-интегрированными

Форма собственности компаний

смешанная государственно-частная

частная

частная

Характер государственного регулирования

ограниченное регулирование

общие правила

жесткое государст- венное регулирование

Вариант А: Минимальные изменения

Этот вариант является отражением концепции закрепления нынешней организационной структуры нефтяной промышленности с одновременным усовершенствованием законодательной базы. При таком варианте существует потребность в неком минимальном уровне регулирования отрасли, чтобы ограничить регионально монополистические тенденции ВИК.

Преимущества

  • минимально необходимый уровень конкуренции обеспечивается присутствием определенного числа независимых друг от друга компаний.

  • высокая эффективность работы нефтяной промышленности обеспечивается за счет ограниченного числа мощных вертикально-интегрированных компаний.

  • нефтеперерабатывающие предприятия в рамках ВИК, обеспечены надежной защитой от основных финансовых трудностей и недостатка сырья.

Недостатки

  • опасность злоупотреблений монопольным правом со стороны ВИК, особенно в области сбыта нефти и нефтепродуктов.

  • опасность финансовых ограничений на развитие нефтяных компаний, особенно не интегрированных компаний.

  • помимо общих правил, потребуется проведение конкретных мероприятий по поддержанию ограниченного государственного регулирования с целью контроля монополий и розничных цен.

Вариант В: Ограниченная интеграция

Данный вариант является продолжением варианта А. Отличие состоит в том, что в нефтяной промышленности больше присутствуют неинтегрированные компании и отдельные предприятия, а число ВИК и/или их размеры каким-либо образом ограничены. При этом государство максимально устраняется от регулирования и ограничивается только установлением общих правил.

Преимущества

  • создание благоприятных условий для развития свободной конкуренции, что должно привести к повышению эффективности и снижению цен.

  • этот вариант является привлекательным для потенциальных частных инвесторов и будет способствовать более быстрому развитию отрасли

  • это решение наиболее благоприятно для потребителей, поскольку именно при нем у них появляется максимальная свобода выбора.

  • рассматриваемый подход обеспечивает возможность сравнения показателей эффективности предприятий на всех стадиях (разведки, добычи, и т.д.)

  • не требует государственного установления цен.

Недостатки

  • существуют элементы естественного монополизма, что требует дополнительного контроля со стороны государства.

  • большое число компаний потребует наличия дополнительного государственного аппарата для осуществления контроля.

  • возникновение финансовых ограничений для отдельной компании на выполнение капиталоемких проектов.

Вариант С: Максимальная интеграция

Этот вариант является крайней формой варианта А. При нем вся нефтяная отрасль состоит исключительно из частных вертикально-интегрированных компаний. Причем для обеспечения конкуренции, защиты интересов потребителей и привлечения иностранных инвестиций необходима очень высокая степень государственного регулирования.

Преимущества

  • высокая эффективность работы нефтяной промышленности обеспечивается за счет ограниченного числа мощных вертикально-интегрированных компаний.

  • промежуточные звенья (переработка, нефтехимия, транспорт) обеспечены хорошей защитой от основных финансовых трудностей и имеют хорошие возможности для реконструкции и развития

  • относительно небольшое число организаций, что облегчает контроль и регулирование.

Недостатки

  • наибольшая опасность монополизации региональных рынков со стороны ВИК

  • этот вариант менее привлекателен для привлечения иностранного капитала и компаний из-за жесткого государственного регулирования и трудностями конкурирования с монополистами – ВИК

  • наименее привлекательный для потребителя вариант из-за уменьшения конкуренции, отсутствия рыночных механизмов регулирования цен.

  • необходимость установления и поддержания жесткого государственного регулирования и контроля за розничными ценами.

Как показывает анализ наиболее вероятных сценариев развития нефтяной отрасли в России, одну из главных ролей в нефтяной отрасли играют в настоящее время и будут играть в обозримом будущем вертикально-интегрированные компании — новая форма структурной организации производства для России.

В современных условиях важнейшее, можно сказать, ключевое значение приобретает факт наличия у таких компаний собственной стратегии развития. А в условиях быстро меняющейся бизнес-среды необходимо иметь надежный инструментарий, позволяющий определять и формировать стратегии развития, отвечающие новым внешним условиям и позволяющие использовать и преумножать потенциал компании, как производственный, так и финансовый. Формирование собственной стратегии развития неразрывно связано с необходимостью применения новых подходов в управлении, научно-технической политике и др. Целесообразно обобщить и использовать рациональное зерно из зарубежного опыта создания, становления, разработки стратегий и функционирования ВИК в странах с развитой рыночной экономикой.

Основные преимущества физической интеграции состоят в снижении себестоимости (до определенных размеров интеграции), повышении надежности поставок и работы всей технологической цепочки, усиления контроля над рынком.

Снижение себестоимости происходит в результате ликвидации или ограничении рыночных отношений между верхним и нижним секторами и замены их отношениями внутри компании. Такой тип позволяет сэкономить часть средств на сделках и за счет налоговых льгот в результате манипулирования трансфертными (внутренними) ценами. Техническая экономия может достигаться за счет сокращения товарных запасов и снижения транспортных расходов.

Вертикальная интеграция способствует получению информации, касающейся цен и стоимости услуг по всей цепочке деловой активности. Это позволяет защитить специфические ‘ноу-хау’ компании, касающиеся, например, качества продукции, до тех пор, пока ее продажа осуществляется только в рамках внутренних структур. Кроме того, вертикальная интеграция дает возможность расширить контролируемую зону в пределах, не ущемляющих прав ее конкурентов: если ограничен рост в исходной сфере деятельности, интеграция предоставляет новые возможности расширения (особенно характерно для компаний стран-экспортеров нефти в нижнем секторе)2.

Однако ряд существенных недостатков, сопровождающих физическую интеграцию, может свести на нет все ее преимущества. Первый и главный недостаток — отсутствие гибкости, проистекает из существования более высокой доли фиксированных издержек, что увеличивает экономический риск в результате воздействия этих издержек на конечную цену продукции. Отсутствие гибкости усугубляется сложностью внутренней структуры и многообразием деятельности. Кроме того, по мнению зарубежных экспертов из ряда аналитических фирм (JP Morgan, CS First Boston), рост вертикальной интеграции не ведет к значительному увеличению прибылей. Между вертикальной интеграцией и прибылями обнаружена только незначительная корреляция, не позволяющая сделать вывод о существовании линейной зависимости между ними.

Экономическая интеграция позволяет в значительной степени избежать недостатков физической интеграции, являясь по существу некоторым промежуточным состоянием между группой независимых предприятий (действующих на базе рыночных отношений) и группой предприятий, объединенных в единую технологическую вертикаль. В зависимости от степени (уровня) экономической интеграции, это состояние может меняться вплоть до достижения крайних форм (группа независимых или физически интегрированных предприятий). Существует несколько теорий, в соответствии с которыми предполагается существование некоторой ‘оптимальной’ (по определенному критерию) степени интеграции.

Таким образом, исходя из начального предположения о существовании ‘оптимальной’ степени интеграции и расширения области допустимых состояний экономической интеграции крайними состояниями, определим, что задача моделирования состоит в описании и исследовании режимов функционирования экономически вертикально-интегрированной нефтяной компании.

Рис. 1.1. Секторная структура вертикально-интегрированной нефтяной компании

ВИНК объединяет нескольких взаимосвязанных секторов (отраслей), имеющих деление по видам деятельности без привязки к существующему организационно-правовому делению и взаимосвязанных друг с другом товарными (рис. 1.1) и соответствующими продуктовыми и финансовыми потоками. Выбор секторов и их описание определяется требованиями к степени агрегированности и структуре выходных результатов.

Современные крупные вертикально-интегрированные нефтяные компании имеют довольно сложную хозяйственную структуру и много видов деятельности3 . Основной естественный элемент этой структуры – природные ресурсы. Производственно-хозяйственная вертикаль нефтяной компании состоит главным образом из шести секторов, определяющих полный производственный цикл: запасы, добыча, переработка, нефтехимия, транспортировка, сбыт. В свою очередь сектора имеют множественное деление по нескольким признакам:

  • региональное деление (определяется требованиями задачи к фиксации существенных различий значений производственных и удельных финансовых показателей. Например, добывающий сектор имеет деление на регионы Запад, Юг, Центр и Север, по которым значения показателей продуктивности скважин, удельной стоимости добычи и др. имеют значительные отличия, кроме того, укрупненное региональное деление позволяет считать регион как локализованную территориальную единицу при решении транспортной задачи и задачи размещения, что уменьшает размерность и громоздкость модели в целом)4;

  • продуктовое деление (для учета многопродуктовой структуры конечного выпуска вертикально-интегрированной нефтяной компании – газ, нефть, нефтепродукты, нефтехимия);

  • деление по производственным мощностям (учет различий технологических цепочек и научно-технических новшеств, а также возможность роста производства за счет контрактных (арендуемых) мощностей).

Рис. 1.2. Общая схема взаимосвязей в модели стратегического развития ВИНК


Непосредственно производящих продукцию в ВИНК существует три сектора – добыча, переработка и нефтехимия. Сектора транспортировки и сбыта можно отнести к обслуживающим отраслям.

касаются отображения потребности рынкаВнешние связи от окружения к ВИНК (состав и количество) в производимых ВИНК видов продуктов и сырья, а также существующих возможностях расширения, приобретения ресурсов или строительства новых предприятий. Внешние связи, направленные от ВИНК к ее окружения содержат информацию о производственных возможностях ВИНК и перечень ресурсов (продуктов) других производителей, которые необходимы ВИНК для выполнения текущей деятельности.

Внутренние производственно-экономические связи ВИНК интегрируют отдельные сектора в единую технологическую вертикаль: от запасов к добыче, от добычи к переработке. Далее идет комбинирование – взаимодействие производств нефтехимии и нефтепродуктов из одного сырья (промежуточного продукта переработки нефти на нефтеперерабатывающем заводе). Сбытовые внутренние связи охватывают взаимодействие секторов добычи, переработки, нефтехимии и сбыта (см. рис. 1.2.).

Сложившаяся к сегодняшнему дню структура мирового нефтяного рынка достаточно сложна (см. рис. 1.3).

Рис. 1.3. Структура мирового рынка нефти во второй половине 80-х годов5

1.2. История и последствия приватизации нефтяной отрасли в России

Прошло более десяти лет с момента появления ваучера. 15 июля 1992 года было подписано соответствующее постановление правительства. А с 1 октября 1992 года и до 1 июля 1994 года по стране гулял ваучер.

К тому времени, когда появился ваучер, общенародная собственность была уже распределена. Самые аппетитные куски находились под контролем партийной номенклатуры. Этот контроль она осуществляла сама или через своих ставленников. Ваучер не создавал новых собственников, он закреплял уже сложившееся положение вещей.

На ваучере стояло число 10000 рублей. Столько он стоил. На практике его цена составила от 5 до 40 долларов (вместо 5000 долларов, столько стоили 10000 рублей по курсу "черного" рынка). На июль 2002 года самое выгодное легальное вложение ваучера принесло его владельцам: в АО "Газпром"-520 долларов, в РАО "Норильский никель"-195, в РАО "ЕЭС России"-410, в АО "АвтоВАЗ"-1140, в АО "Северсталь"-2480. За десять лет ваучер не только не принёс дохода своим владельцам, но даже не дотянул до номинала. Только одна десятая владельцев ваучеров обменяла их на акции.

Ответ дал глава Кредобанка Юрий Агапов: "Как можно менять НАШИ валютные активы на эти цветные фантики?" И не меняли. Можно было затянуть собственную приватизацию, можно было усложнить проведение чекового аукциона. Например: генеральный директор предприятия объявляет, что чековый аукцион состоится на какой-то режимной территории, куда доступ ограничен. В результате акции предприятия окажутся в нужных руках за минимальное количество ваучеров (это и есть нелегальное вложение ваучера).

В этих условиях многие (около двух третьих всех владельцев ваучеров) воспользовались услугами чековых инвестиционных фондов (ЧИФ). ЧИФы меняли ваучеры на свои акции, ваучеры вкладывали в акции предприятий, акции предприятий продавали тому, кто готов был платить за них деньги. Деньги потом уворовывались. Очень часто ваучеры вообще не погашались на чековых аукционах, а снова попадали на рынок. Государство ничего не делало, чтобы навести порядок.

Говоря об итогах ваучерной приватизации, нельзя не отметить усиления позиций государственной бюрократии. Большая часть государственной собственности уже была поделена до 1992 года.

В период приватизации 90-х годов прошлого века российское государство передавало основные активы нефтегазового комплекса негосударственным инвесторам. Согласно принятой программе приватизации, многочисленные предприятия топливно-энергетического комплекса и смежные с ними, координировавшиеся ранее министерствами и ведомствами, объединялись в вертикально-интегрированные нефтяные компании по образцу крупнейших мировых корпораций — с последующей частичной или полной продажей. Вместе с тем, государство сохранило в своей собственности ряд нефтегазовых активов для того, чтобы создать эффективную коммерческую структуру, работающую в равных рыночных условиях с крупными частными отечественными компаниями. Такая, принадлежащая государству акционерная вертикально-интегрированная нефтяная компания, была призвана, как и частные компании, действовать в соответствии со стратегическими интересами своих акционеров — т.е. государства.

Основополагающим нормативным документом для кардинального реформирования нефтяной отрасли стал Указ Президента РФ от 17 ноября 1992 года "Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и продуктообеспечения". Последовавшие затем решения правительства лишь создавали конкретные вертикально интегрированные нефтяные компании.

Первая ВИНК появилась чуть раньше, чем на развалинах бывшего Советского Союза родилась Российская Федерация. В ноябре 1991 г., за несколько недель до подписания беловежских соглашений, закрепивших развал СССР, образовалась нефтекомпания "ЛУКОЙЛ". Ее возглавил тогдашний первый замминистра нефтегазовой промышленности Вагит Алекперов. Он же является главой "ЛУКОЙЛа" и в настоящее время.

В 1992-1996 гг. были созданы еще шесть ВИНК - ЮКОС, "Сургутнефтегаз", Сибирско-дальневосточная нефтяная компания (СИДАНКО), "Славнефть", ОНАКО и Тюменская нефтяная компания (ТНК). Башкирия и Татария, воспользовавшиеся знаменитым призывом брать суверенитета столько, сколько возможно, создали собственные, региональные вертикально-интегрированные компании - "Башнефть" и "Татнефть". Последняя является также и одним из ведущих игроков нефтяного рынка России.

Постановлением Правительства Российской Федерации № 971 от 29 сентября 1995 года было учреждено открытое акционерное общество “Нефтяная компания “Роснефть”, ставшее преемником Министерства нефтяной промышленности СССР и вобравшее в себя предприятия по нефтегазодобыче, нефтепереработке и сбыту нефти, газа и продуктов их переработки, которые не вошли в созданные ранее нефтяные компании.

Все активы и пассивы, ранее находившиеся под управлением предприятия “Роснефть”, были переданы Компании по балансовой стоимости на дату учреждения вместе с правами собственности, принадлежавшими Правительству Российской Федерации (далее “Государство”) в других приватизированных нефтегазовых предприятиях. Передача активов и пассивов была осуществлена в соответствии с Постановлением № 971 “О преобразовании государственного предприятия “Роснефть” в открытое акционерное общество “Нефтяная Компания “Роснефть” от 29 сентября 1995 г. Такая передача представляет собой реорганизацию активов, находящихся под контролем Государства, и поэтому для ее отражения берется балансовая стоимость. По состоянию на 30 июня 2003 г. в собственности Государства в лице Министерства имущественных отношений РФ находилось 100 процентов акций компании “Роснефть”.

В первые годы своего существования “Роснефть” испытывала существенные трудности и значительное время не могла проявить себя в новых рыночных условиях как эффективная коммерческая структура. Печальные производственно-финансовые результаты первых трех лет работы ярко продемонстрировали необходимость коренной модернизации управленческих механизмов для ведения успешного бизнеса в конкурентной среде.

Трудности достигли своего апогея в момент финансового кризиса 1998 года, когда под угрозу было поставлено само существование компании как единого холдинга. Из кризиса “Роснефть” вышла с тяжелейшим финансовым положением, с преимущественно неконтролируемыми активами, среди которых были и основные производственные предприятия. На угрозу фактического развала структуры холдинга накладывался общий упадок производства во всех сферах деятельности компании. Нефтедобыча дорабатывала ресурсы на организованных в советское время промыслах, нефтепереработка работала на треть от своей потенциальной мощности, сбытовые предприятия стремительно утрачивали позиции на региональных рынках нефтепродуктов. Работа велась на сильно изношенном оборудовании и по устаревшим технологиям. К концу 1998 года оценочная стоимость компании из 30 крупных предприятий, обеспеченной ресурсами по добыче более чем на 60 лет, составляла менее 500 млн. долларов.

Перед государством стоял вопрос: прекратить деятельность компании, приватизировав ее полностью или по частям, или принять экстренные меры по налаживанию эффективной работы…

В конце 1998 года в “Роснефть” была назначена новая команда управленцев, призванных переломить сложившуюся ситуацию, восстановить утраченные позиции на рынке и поставить компанию на рельсы поступательного перспективного развития.

Первой и самой неотложной задачей было досконально разобраться в ситуации и навести элементарный порядок в управлении компанией. Около года ушло на ревизию активов и преодоление центробежных тенденций. Однако, уже к концу 1999 года удалось восстановить контроль над основными активами, заработала структурированная система управления, появилась возможность осуществления централизованной производственно-экономической политики в рамках холдинга. 1999 год был закончен с прибылью. В 2000 году начался процесс возвращения компанией утраченных позиций на рынке. “Роснефть” добилась значительного роста производственных и финансовых показателей по всем направлениям. С этого момента началось поступательное развитие компании. Даже в 2001 году, в период ухудшения конъюнктуры мировых и внутренних цен на нефть и нефтепродукты, компания не только не ухудшила показатели, но и продемонстрировала значительный рост. В 2002 году “Роснефть” вышла на рекордные с 1995 года производственные показатели.

Вслед за демонополизацией нефтяной отрасли началась ее приватизация. В 1995-1997 гг. большинство российских нефтяных компаний оказалось в частных руках. Некоторые из них были выкуплены менеджментом, другие перешли под контроль крупных банков. На Западе этот процесс окрестили разграблением России, ибо крупные пакеты акций переходили в частные руки по символическим ценам. Например, в 1996 г. 45% ценных бумаг НК "ЮКОС" оказались в собственности банка "Менатеп" за 160 млн долл. На начало 1998 г. (до августовского кризиса) капитализация компании составляла около 5 млрд долл.

Как известно, политика поддержания напряженности вокруг высших лиц компании "ЮКОС" продолжается с июня 2003 г. Апофеозом стал арест Михаила Ходорковского — вне всякого сомнения, важнейшее событие нынешней осени, создавшее весьма серьезные предпосылки для первого в эпоху Владимира Путина политического кризиса. Действия Генеральной прокуратуры не только порождают множество домыслов и версий, но и, как водится, оставляют за кадром подлинные мотивы происходящего. При этом ни одна из широко обсуждавшихся в СМИ версий (а официальных, естественно, нет) не является удовлетворительной.

Чисто политические версии, связанные с начавшейся предвыборной борьбой, противоборствующими группировками в Администрации президента и их финансовыми источниками (остатки "семьи" и "ЮКОС" - "Сибнефть", питерские силовики - "Роснефть"), политическими амбициями Михаила Ходорковского, и тому подобные вряд ли удовлетворительны для исчерпывающего объяснения, хотя могли стать дополнительным толчком к силовому решению. Хотя косвенно в пользу политической составляющей происходящих событий свидетельствует тот привычный факт, что авторы даже относительно мелких политических интриг чаще всего не задумываются о глобальных экономических последствиях для страны в целом.

В равной степени трудно рассматривать как доминирующие чисто экономические мотивы передела собственности. Для внерыночного захвата доли в самом "ЮКОСе" не хватит имеющихся на данный момент легальных инструментов. Если, конечно, не допускать варианты, связанные с персональными угрозами: например, изменение трастового договора о создании фонда Special Trust Arrangement в пользу других бенефициаров.

Для национализации (деприватизации) "ЮКОСа" или принудительного, но легального отчуждения в пользу государства каких-либо пакетов акций компании, по всей видимости, также крайне мало правовых оснований. Проблема состоит в том, что практически все осознают "непрозрачность" приватизационных сделок 90-х гг. (как и многих современных), однако те же залоговые аукционы выдержали уже не одно судебное разбирательство. Общественные (но опять же не правовые) претензии, таким образом, скорее могут быть предъявлены не к прикладным пользователям нормативно-правовой базы залоговых аукционов, а к ее формальным творцам.

Для изъятия спорных пакетов в других компаниях - деприватизации 20% ОАО "Апатит" или передачи в "Роснефть" 19% акций "Енисейнефтегаз" - слишком велики задействованные силы и слишком слабы судебные (при условии беспристрастности) перспективы.

По всей видимости, контекст данного дела является более фундаментальным. Активно осуществляемая в 2000-х гг. крупнейшими частными группами (холдингами) реорганизация во многом была вызвана возникшей к 2001 г. принципиальной дилеммой: "партнерства" в рамках каждой группы фактически сложились, и потребовалось сделать структуру собственности и дохода юридически чистой или, по крайней мере, более легальной. Очевидным логическим шагом стало создание офшорных холдингов (во избежание дополнительного налогообложения в России), а владельцы ("партнеры", бенефициары) обеспечивали контроль и защиту своих активов через группы сложных юридических структур. Все организационные схемы - за двумя исключениями (перманентное нарушение антимонопольного законодательства и трансфертное ценообразование) - стали формально не противоречащими законодательству. Это обусловило большую защищенность прав собственности партнеров и большую прозрачность в отношении реальных собственников российских компаний. Одновременно снижение уровня правового риска позволило перевести вопрос о цивилизованных (подлинно независимых) экономических институтах в более прикладную плоскость.

Конечно, таких мотивов, как доступ к рынку капиталов (выпуск ADR) или давление западных банков в рамках общемировой кампании против отмывания денег (деятельность FATF, ОЭСР, ЕС, Вольфсбергские принципы и др.), недостаточно для обеспечения полной прозрачности в сфере бенефициарных владений. Видимо, есть некий "временной" фактор, связанный с завершением реорганизации групп (после приватизации и последующих поглощений), выстраиванием полностью легальных (защищенных) схем владения активами и оптимизации налогообложения извлекаемых бенефиций. Иными словами, должен пройти некий период времени, по истечении которого риск утраты приобретенных (часто с нарушением гражданского или уголовного законодательства) активов становится минимальным. Невозможность до определенного времени показать источники приобретенной собственности, в том числе факты уклонения от налогов, также имеет принципиальное значение. Подавляющее большинство российских групп и компаний к этому пока не готовы. "ЮКОС" стал, по сути, первой российской компанией, завершившей данный этап развития.

Очевидно, что вывод всей схемы владений из тени (о налоговых и финансовых схемах речь в данном случае не идет) и создание полностью легальной схемы защиты своих активов означают уменьшение потребности в специфических доверительных отношениях с бюрократией, которые сложились в рамках созданного в 90-е гг. механизма защиты своих интересов, основанного на эксплуатации "административного ресурса", - связи с федеральными и региональными чиновниками и судами, финансирование политических деятелей и др. Соответственно, анализируя "дело "ЮКОСа", не стоит забывать и о том, кто, наравне с другими сторонниками "общепризнанных моральных правил и нравственных норм", культивировал "доверительные" отношения с бюрократией на федеральном и региональном уровнях на протяжении всех лет российских реформ - при приватизации на всех ее этапах, эксплуатации пирамиды ГКО в 1993-1998 гг., в ходе "залоговых" аукционов, при распределении бюджетных средств, в кредитно-финансовой сфере и банковском секторе, во внешнеэкономической сфере, выводя активы в ущерб другим акционерам и кредиторам и обосновывая это судебными решениями, развязывая "войны компромата", осуществляя "заносы" в прокуратуру и т. д.

Как бы то ни было, речь идет о заметном возрастании независимости компании (ее владельцев, бенефициаров) от государства и его правоприменительной системы. Полностью частных компаний такого размера и такого уровня легальной защищенности ее владельцев, как "ЮКОС", в России пока практически нет. Возникает закономерный вопрос: насколько крупная независимая компания вписывается в идеологию "сильного государства" в ее современном российском варианте?

Конечно, качественное изменение уровня прозрачности (даже в контексте, описанном выше) не могло стать причиной конкретных силовых санкций в отношении группы Ходорковского. Возможная конкретная причина должна быть связана со всей логикой развития "образцовой" компании "ЮКОС" в 2000-е гг. Политика раскручивания благоприятного корпоративного имиджа и искусственного "накачивания" капитализации может свидетельствовать, в частности, о подготовке к продаже или паритетному международному слиянию.

В любом случае при прочих равных условиях приход новых, в том числе иностранных, совладельцев в некоторые крупнейшие российские компании оценивается многими экспертами как вопрос времени, обусловленный, во-первых, достижением российскими компаниями определенного уровня ценового соответствия зарубежным аналогам, а во-вторых, наличием альтернативных возможностей вложения вырученных средств (например, футбольный клуб в Великобритании).

Заявленное в 2003 г. объединение "ЮКОСа" и "Сибнефти" (по сути, поглощение "Сибнефти") выводит новую компанию на 4-6 место среди нефтяных компаний мира. Вместе с тем поставленная владельцами новой компании стратегическая задача - стать "глобальным энергетическим лидером" - с трудом достижима без превращения ее в мультинациональную. Переговоры о слиянии (продаже значительного пакета акций) "ЮКОСа" с ExxonMobil или ChevronTexaco, о которых стали говорить лишь в конце лета, только усиливают правдоподобность этой версии.

Уровень влияния и степень независимости такой компании от российских властей (при базировании добычи и переработки в России), видимо, становятся неприемлемыми. В этой связи стоит упомянуть, что, несмотря на протокольные позитивные высказывания, президент России, по некоторым данным, при слиянии российских активов ТНК и BP был поставлен уже перед фактом, а его действительная позиция не относилась к категории одобрительных. Вполне возможно, что впредь было решено не создавать таких прецедентов.

Если рассматриваемая версия верна, прямой смысл имеет и удар по капитализации "ЮКОСа" и "Сибнефти". Действия российских правоохранительных органов (независимо от правовых оснований, фамилий и давности дел) призваны не только объяснить владельцам "ЮКОСа", чего делать не надо ни при каких обстоятельствах, но и показать миру, что с такой "нечистой" компанией не стоит иметь дел. Падение капитализации, в свою очередь, снижает заинтересованность самих владельцев "ЮКОСа" в продаже части акций (причем таких падений можно при необходимости организовать сколько угодно).

К этому добавилась развернутая летом-осенью 2003 г. общая "антиолигархическая компания" (прежде всего - разные опросы "общественного мнения"), которая в значительной мере сфокусирована на истерии по поводу "неприятия населением итогов приватизации". Очевидно, что это лишь прикрытие для иных социально-экономических задач.

Конечно, все вышесказанное - лишь попытка выстроить некую приемлемую версию происходящего. Тем не менее самый первый урок уже очевиден: наиболее полно (по сравнению с другими) публично раскрывшая свою структуру, акционеров и бенефициаров компания стала и первой жертвой такой легализации. Не исключено также, что политика силового давления может стать типовой - тенденции 2002-2003 гг. свидетельствуют о возможности создания крупных международных групп на базе некоторых металлургических и химических холдингов, практически завершивших стадию консолидации. Насколько это верно, покажет время.

Вот уже несколько лет одним из самых популярных способов «спасения отечества» называется введение природной ренты в России. Природная рента обсуждается как едва ли не самая модная идея налоговой политики государства и достижение всеобщей справедливости.

Ни действующий Налоговый кодекс, ни тем более, федеральные законы, регламентирующие фискальную политику России, не могут, по мнению сторонников ренты, повлиять положительно на российскую экономику так, как это может сделать введение природной ренты.

Природная рента – это и удвоение валового внутреннего продукта (ВВП), которого требует от правительства В.В.Путин, и практически безграничное расширение социальных расходов государства, и рост благосостояния каждого конкретного гражданина России одновременно.

Впрочем, экономическое обоснование необходимости введения природной ренты отсутствует, пропаганда темы природной ренты направлена исключительно на удовлетворение политических амбиций сторонников ренты. Реализация планов сторонников ренты поставит под угрозу энергетическую безопасность России.

В последнее время рассуждения о сверхприбылях нефтяных компаний стали общим местом. Доходы нефтяников являются одновременно и причиной всех бед российской экономики, и пружиной для ее стремительного роста. В результате доходы нефтяных компаний стали «золотом партии», вызывающем всеобщий ажиотаж. О нем вроде бы все знают, но никто его не видел.

Оставляя без внимания спекулятивные рассуждения о создании всеобщей справедливости и богатства в случае введения природной ренты, тем не менее следует четко ответить на вопрос: правда ли, что действующее налоговое законодательство в добывающих отраслях промышленности, и в первую очередь в нефтяной, не отвечает государственным интересам и интересам граждан России?

Для этого необходимо признать, что вопрос природной ренты на самом деле носит чисто экономический характер.

При этом никаких экономических аргументов или расчетов, подтверждающих их точку зрения, у сторонников природной ренты нет. Единственным понятным требованием сторонников ренты является введение платы за пользование недрами. Однако вторая часть Налогового кодекса Российской Федерации, вступившая в действие еще в 2001 году, предусматривает плату за все виды недропользования. Причем ставка специального налога (налога на добычу полезных ископаемых) на добычу нефти является самой высокой по сравнению с другими полезными ископаемыми.

Рассмотрим опыт США. Государство оказывает существенное воздействие на механизм формирования нефтяной ренты6 в США, используя при этом контроль над уровнем добычи, определяя размер текущих отчислений землевладельцу от стоимости каждого проданного барреля нефти, характер налогообложения компаний при разработке ими месторождений и, наконец, опираясь на собственность федеральных и местных властей на земли, недра которых содержат нефть. В США запасы нефти на территориях, принадлежащих государству, оцениваются в 85% от всех национальных запасов. За 1954-1984 гг. прибрежный шельф США обеспечил поступление в государственную казну 78 млрд.долл. в виде арендных платежей, а ведь там было добыто только 12% нефти и 25% природного газа в стране. По существу, это в значительной мере абсолютная и монопольная нефтяная рента (хотя отнюдь не все эти платежи - рента и это не вся рента в марксистском понимании). Существующие рентные отношения оказывают прямое воздействие на условия воспроизводства монополистческого капитала в энергетике США, на характер конкурентной борьбы в отрасли и одновременно служат одним из каналов перераспределения доходов в рамках всей экономики.

Один из важных моментов движения нефтяной ренты - резкое увеличение дифференциальной ренты в связи со скачкообразным ростом цен. В данном разделе вопрос о дифференциальной ренте рассматривается лишь в той мере, в какой повышенные рентные доходы частных корпораций обеспечили рост платежей в государственный бюджет в виде подоходного налога. Это. в свою очередь, дало толчок дальнейшему развитию перераспределительных процессов в экономике США.

В своем анализе ренты К.Маркс упомянул о тех отраслях добывающей промышленности, где "часть, состоящая из машин и прочего основного капитала, очень значительна". Сложность анализа нефтяной ренты усугубляется тем обстоятельством, что в нефтяной промышленности существуют специфические возможности для всякого рода финансовых манипуляций. Это касается и мирового нефтяного рынка, где "тайные сделки уже стали обычным явлением", и национального.

В США, например, действует несколько типов арендных платежей за нефтеносные участки: бонусы, "роялти", "ренталз", "минимальные роялти", "шат-ин (гэс) пейментс" и др. Бонусы - это единовременные платежи в пользу государства - собственника недр при заключении концессионного соглашения (подрядного контракта)7 или по достижении определенного результата, оговоренного в соглашении.8

За право разработок месторождений минерального сырья взимаются рентные платежи типа "роялти". Они устанавливаются, как правило, в процентном отношении к объему добычи или валовых поступлений от реализации добываемого сырья. Отчисляются в пользу землевладельца (собственника недр) в денежной форме или в виде части добытого полезного ископаемого. По существу, "роялти" - фиксированный налог с каждого барреля добытой нефти в пользу землевладельца. Исторически в США, например, для разных регионов он составлял 12,5% либо 16,66% цены барреля нефти. Американское правительство предоставляет федеральную аренду из расчета 12,5%.

Текущие арендные платежи, ежегодная плата за пользование арендуемыми участками ("ренталз") устанавливаются в зависимости от площади арендуемого участка, а также цели и срока аренды. "Минимальное роялти" представляет собой номинальные рентные платежи за право разработки недр, взимаемые земледельцем в случае задержки освоения месторождения или неиспользования уже освоенных производственных мощностей по добыче полезного ископаемого. И наконец, "шат-ин (гэс) пейментс" - это "роялти" за неразрабатываемые газоносные участки, т.е. номинальные рентные платежи за право на разработку недр, взимаемые землевладельцами в случае временной консервации эксплуатируемых газовых скважин.

Важнейшими источниками рентных платежей в нефтяной промышленности США являются бонусы и "роялти". В качестве примера рассмотрим усредненную структуру арендных платежей, выплаченных за 25 лет (1953-1977 гг.) разработки континентального шельфа9:

Виды платежей

Удельный вес, %

Бонус

77.74

"Роялти"

21,36

"Шат-ин"

0.01

"Ренталз"

0,79

"Минимальные роялти"

0,11

Размер бонуса прямо пропорционален ожидаемой ценности аренды: чем выше вероятная цена на нефть в течение срока контракта и ниже прогнозируемые издержки, тем больше бонус. Если эти прогнозы оправдываются, рентные платежи дополнительно увеличиваются из-за роста объема подлежащего выплате "роялти". Следовательно, разница между этими двумя видами арендных платежей состоит в том, что "роялти" зависит от действительно имевшего место уровня цен и производства, в то время как бонус - целиком от ожидаемых прогнозируемых цен и издержек. Тем самым совокупная рента выплачивается из доходов от продажи нефти, добытой на определенном участке, и зависит как от его площади, данных геологической разведки, так и от соотношения цены на нефть и издержек по ее добыче10. Характер этих платежей отражает особенности нефтедобычи: разработка месторождения представляет собой одновременно эксплуатацию и поверхности земли, и ее недр, а следовательно, землевладелец должен улавливать и собственно нефтяную, и часть обычной земельной ренты.

Таким образом, в арендных платежах нефтяных компаний переплетается нефтяная и земельная рента. При этом нефтяная рента может соединяться как с абсолютной, так и с монопольной земельной рентой. Например, Конгресс США запретил разведку на 125 из 375 млн. акров территории Аляски. Для развертывания даже ограниченных операций в заповеднике требуется его специальное разрешение. "Очевидно, здесь придется взвешивать, что ценнее", - философски заметил помощник министра внутренних дел США У.Хорн. Сама постановка вопроса свидетельствует, что нефть ставится "на одну доску" с уникальным природным ресурсом, а поэтому точно так же, как и "рента с земли, на которой выращивается хлеб, принимает ... участие в определении цены скота", также и цена нефтеносных участков на Аляске в значительной степени предопределяется оценкой обществом масштабов потерь (или расходами, требующимися для предотвращения этих потерь) в заповедной зоне.

С учетом количества и качества запасов нефти каждого отдельного месторождения меняется и стратегия борьбы между землевладельцем и предпринимателем за условия аренды. Состояние рыночной конъюнктуры также незамедлительно отражается на уровне нефтедобычи, но претерпевает заметную модификацию в зависимости от конкретных условий контракта. Специфика нефтяной ренты обусловлена невозобновимым характером природного источника, в то время как урожай в сельском хозяйстве собирается с одной и той же территории каждый год. Сходство же заключается в том, что если дополнительные затраты капитала в земледелии позволяют повысить урожайность, то присвоение дифференциальной ренты II в нефтяной промышленности - в повышении нефтеотдачи пласта путем дополнительных затрат капитала (что в свою очередь непосредственно зависит от комплекса геологических характеристик). Кроме того, в отличие от земельной, существование нефтяной ренты сопряжено для функционирующего капиталиста с реальной угрозой утраты источника доходов, как только месторождение оказалось исчерпанным, а поэтому и собственник земли находится в особом положении: при присвоении им обычной земельной ренты он по окончании срока аренды владеет землей, часто улучшенной, в которую был вложен капитал предпринимателя. Условие невозобновимости месторождений придает специфические черты взаимоотношениям землевладельца (владельца недр) и арендатора.

Кроме того, нефтедобыча отличается от земледелия и практически полной независимостью от погодного фактора, т.е. исключены резкие колебания цен и издержек, а собственно и прибылей, из-за климатических перемен. Если прогноз погоды и вообще климатическая зона могут играть существенную роль при определении земельной ренты, то - в нефтяной промышленности благодаря деятельности человека - данные разведки могут радикальным образом отразиться на представлениях об условиях будущей добычи и изменить всю систему назначения бонусов.

Обязательность предварительных крупных затрат на разведку и обустройство месторождений приводит к тому, что рента, складывающаяся в этой отрасли, "двухъярусного" вида. Разведка месторождений - явление по существу иное, нежели оценка плодородия почвы или климатических условий в земледелии. Если рассматривать процесс обнаружения нефти для ее последующей добычи как последовательные стадии в процессе воспроизводства, то эти расходы входят необходимой составной частью в издержки и цену нефти. Одновременно это первый (и с позиций первоначального накопления капитала, и из-за самого существования права на аренду) барьер для перелива капитала в отрасль, и это оказывается еще одним проявлением общего правила: частная собственность на землю создает монополию, помеху этому свободному переливу.

Борьба за раздел и передел нефтяной ренты - одна из основных движущих сил в развитии отрасли, а сам характер этого раздела существенно зависит во многом от внеэкономического фактора - политической и экономической силы. сторон - участниц дележа. Отвлечение же нефтяной ренты приобретает вследствие этого порой не просто причудливые, а даже зловещие очертания. Огромные отчисления в государственный бюджет нефтяных компаний США совпали с новым витком в гонке вооружений, раскрученным администрацией Рейгана: смешавшись с другими видами поступлений в казну, нефтяная рента составила тот финансовый ресурс, который используется для милитаризации экономики, перераспределяется в пользу компаний военно-промышленного комплекса.

Вопрос о «сверхприбылях» Российской нефтяной отрасли скорее является мифом – достаточно изучить реальное положение дел в нефтяной отрасли.

Нефтяная отрасль России является сегодня, пожалуй, самой прозрачной в российской экономике. Доступность информации о доходах и расходах нефтяников объясняется тремя факторами.

Объемы производства и распределения нефти и нефтепродуктов учитываются соответствующими министерствами и ведомствами в суточном режиме.

Практически все крупные российские нефтяные компании регулярно публикуют свою финансовую отчетность по международным стандартам. Это позволяют любому желающему ознакомиться как с подробными консолидированными финансовыми итогами любой компании, так и составить общее представление о деятельности отрасли в целом.

Учитывая роль нефтяной отрасли в формировании доходной части бюджета, деятельность нефтяных компаний находится под пристальным вниманием государственных контролирующих органов – Министерства по налогам и сборам, Государственного таможенного комитета и так далее.

Таким образом, на основании данных нефтяных компаний и контролирующих органов можно составить четкое представление о ситуации в российской нефтяной отрасли, ее доходах и расходах.

В частности, несложно определить, какая часть в выручке нефтяной отрасли является необходимыми для работы отрасли расходами, а какая используется нефтяниками по собственному усмотрению и каким образом.

Так, по итогам 2002 года себестоимость добычи и переработки, транспортные расходы и налог, выплаченные в бюджет в российской нефтяной отрасли, в общей сложности составили $48,7 млрд, или 80,5% расходной части бюджета нефтяной отрасли.

При этом наиболее крупным среди выплачиваемых нефтяной отраслью налогов в настоящее время является плата за недра, выплачиваемая в бюджет в виде налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). По итогам 2002 года доля НДПИ составила 38% суммарных налоговых платежей нефтяной отрасли.

Таким образом, из $60,5 млрд (расходной части бюджета отрасли) в распоряжении российской нефтяной отрасли осталось лишь $11,8 млрд (19,5% всех расходов). Из них $10 млрд были направлены на капитальные вложения, а $1,8 млрд были выплачены десяткам тысяч акционерам нефтяных компаний в виде дивидендов в целях обеспечения привлекательности инвестиций.

Все эти цифры подтверждены финансовыми отчетами нефтяных компаний, подготовленными по международным стандартам отчетности и подтвержденными аудиторскими проверками признанных международных аудиторских компаний.

Таким образом, информация о реальной ситуации в нефтяной отрасли наглядно показывает, что сверхдоходы, а тем более сверхприбыли российской нефтянки являются мифом. Профессиональное изучение бюджета нефтяной отрасли свидетельствует о следующем:

Число и величина налоговых платежей подтверждает существование эффективной фискальной системы по изъятию государством не только прибыли нефтяной отрасли, но и средств, необходимых для инвестирования в производство. Средств, остающихся в нефтяной отрасли, недостаточно для полноценного инвестиционного процесса, направленного на развитие производства. Подтверждением этому является факт привлечения нефтяными компаниями значительных кредитных ресурсов.

Плата за пользование недрами при добыче нефти постоянно увеличивается и в настоящее время является одним из крупнейших источников доходов российского консолидированного бюджета.

Таким образом, сторонники природной ренты, понимая это или нет, фактически настаивают на изъятии у нефтяников инвестиционных ресурсов и тем самым, стремясь реализовать свои политические амбиции, лишают отрасль, в которой работают сотни тысяч человек, возможностей развития.

Ситуация, сложившаяся сегодня в нефтяной отрасли, показывает, что увеличение налоговой нагрузки на нефтяную отрасль в ущерб инвестициям не только не окажет существенного влияния на доходную часть консолидированного бюджета России, но и осложнит работу нефтянки и смежных отраслей российской промышленности.

Что происходит с нефтяной отраслью, когда она лишается инвестиций, хорошо известно. Конец 80-х годов и первая половина 90-х годов прошлого века – наглядный пример того: лишившись государственных инвестиций, государственная на тот момент нефтяная промышленность сократила добычу нефти на 40%.

С другой стороны, все призывы отнять и поделить имеют вполне точеную рублевую оценку. Объем средств, которых теоретически можно лишить сегодня нефтяную отрасль, на основании бюджета отрасли составляет $11,8 млрд – это все капитальные вложения и дивиденды акционерам, которых у нефтяных компаний десятки тысяч. Но, лишив отрасль этих средств в ближайшие пять-семь лет, следует ожидать не роста благосостояния всех без исключения граждан, а стремительного сокращения уровня добычи нефти с нынешних 400 до 250 млн тонн в год и проблем в области с энергетической безопасностью России.

Результат же деления изъятых у нефтяной отрасли капитальных вложений и дивидендов между всеми гражданами России, которых, по данным последней переписи населения, около 146 млн человек, окажется неутешительным даже для сторонников ренты. Дополнительный доход в этом случае составит 205 рублей 42 копейки в месяц без учета подоходного налога.

1.3. Анализ мирового опыта реформирования отраслей нефтедобычи

Успех реформ в социалистических Китае и Вьетнаме подтверждает очевидную зависимость эффективности экономики от управления, а не от формы собственности. Это же подтверждает и опыт работы госсобственности в капиталистических странах, которая там также широко распространена. Примером может служить Норвегия, в которой и до наступления нефтяной эры с начала ХХ века развивалось государственное управление экономикой при большой доле в народном хозяйстве государственной собственности. Так например, в Норвегии в интересах всего общества работает нефтегазовый комплекс, основу которого составляет компания «Статойл» со 100% государственным участием. После Второй мировой войны государство там выкупило 51% акций известной многопрофильной компании «Норск Гидро». Норвежские компании на свои доходы от нефти и газа создали мощную нефтехимическую промышленность. Чистая прибыль, помимо вложений в развитие нефтегазового комплекса, техническому уровню которого мы можем только завидовать, составляет 18% дохода государственного бюджета. Поэтому Норвегия стала для нас недосягаемо богатой. О результатах государственного управления экономикой и об эффективности работы государственной собственности в Норвегии можно узнать из новой книги «Черное золото страны викингов. Нефтегазовый комплекс Норвегии 1962-2000», написанной С.В. Рогинским и изданной при поддержке компании «Норск Гидро» «Компанией Спутник+» в 2001 г.

«Первым шагом на пути создания нефтегазовой отрасли промышленности стало формирование национального нефтяного законодательства. 21 июня 1963 г. норвежский стортинг принял закон о научных исследованиях подводных природных ресурсов и об их разработке, который регламентировал основные положения по проведению работ на континентальном шельфе. Согласно второй статье закона, «право на естественные подводные ресурсы принадлежат государству». Таким образом, норвежские парламентарии сразу же утвердили государственный приоритет на все природные ископаемые, которые могут быть обнаружены на континентальном шельфе страны, и создали основу для дальнейших переговоров государственных органов с транснациональными компаниями».

«Второй период норвежской нефтяной истории начался 2 июня 1972 г., когда постановлением норвежского стортинга были созданы две структуры, изменившие как форму непосредственного государственного участия в деятельности нефтяной отрасли, так и в системе государственных органов управления отраслью».

«О целях норвежского государства при определении нефтяной политики заявил сам архитектор новой системы управления Й. Эвенсен, который сформулировал знаменитые «десять заповедей» государственного управления нефтяной промышленности, среди них:

1. Государственное управление и контроль над всеми видами деятельности на континентальном шельфе.

2. Нефтяные месторождения должны развиваться таким образом, чтобы обеспечить независимость от импорта нефти.

3. Развитие новых отраслей промышленности на основе нефти.

4. Развитие нефтяной отрасли должно осуществляться с учетом интересов других отраслей и при условии обеспечения защиты окружающей среды.

7. Государственное участие должно быть реализовано на всех уровнях: координация норвежских интересов в нефтяной промышленности и интеграция промышленности в отрасль.

8. Создание государственной нефтяной компании для защиты государственных интересов и для кооперации с норвежской промышленностью».

«Введение специального налога на нефтяную деятельность на практике показало, как возможно осуществить перераспределение сверхприбыли в одной отдельно взятой отрасли национальной промышленности. Нужно отметить, и этот факт представляется весьма важным, что до принятия специального налога на прибыль от нефтяной деятельности в норвежской истории не было ничего подобного. До 1975 г. в стране существовала традиционная общая налоговая система, которая являлась одним из регуляторов развития национальной экономики.

В условиях, когда цены на нефть резко увеличились, старая налоговая система не могла справиться со своей основной задачей, которая заключалась в национализации экономической ренты. Это привело к изменению системы налогообложения с двухуровневой (лицензионные выплаты плюс подоходный налог на компании) до трехуровневой (лицензионные выплаты плюс подоходный налог на компании плюс специальный нефтяной налог на прибыль)».

«Налоговая реформа 1992 г. продемонстрировала, что власти не отказались от своих достаточно жестких позиций по отношению к транснациональным нефтяным компаниям и стремятся сохранить за собой примерно 78% нефтяной прибыли».

«В 1985 г., по данным профессора Андерсена, Норвегия получила от реализации нефти, природного газа и нефтепродуктов, а также налоговых поступлений на сумму в 50 млрд. крон. Нефтяные доходы инвестировались как в дальнейшее развитие отрасли и вспомогательного сектора, так и перераспределялись через государственный бюджет в другие сферы национальной экономики, дотации сельскому хозяйству и социальный сектор».

«Усиление государственной активности в отрасли и реформирование системы государственной собственности. Компании «Статойл» и «Норск Гидро» стали операторами месторождений. Стортинг принял закон о нефтяной деятельности, способствующий созданию единой системы государственного воздействия на сектор».

«Несмотря на одновременное международное давление со стороны стран-экспортеров и стран-импортеров нефти, Норвегия остается верной своей основной стратегии государственного контроля над добычей нефти и газа и защиты национального суверенитета в деле определения развития нефтяной промышленности, поскольку она рассматривается в качестве важнейшего пути получения государственных доходов».

«Можно сделать вывод о том, что бездефицитный государственный бюджет Норвегии на сегодняшний день достигается благодаря значительным доходам от нефтегазового комплекса (налоги и реализация нефти и газа, принадлежащих государству), что дает возможность стране не только форсировать различные социальные программы или новые отрасли производства, но и осуществлять активные зарубежные инвестиции».

«Примером подобных решений для Норвегии могут служить крупномасштабные инвестиции в здравоохранение, строительство дорог и коммуникаций, увеличение расходов на образование и принятие программ экономической помощи для обеспечения небольших и скудно снабжаемых регионов северной и центральной частей страны услугами, сравнимыми по объему и качеству с теми, которые получают жители более населенных регионов.

Точно такой же аргумент представляется наиболее актуальным при определении доли государственных капиталовложений в дотации, направляемые в сельскохозяйственный сектор, лесную и рыболовную промышленности, которые пользуются также низкими процентными ставками при обеспечении кредитов государственного банка. Кредиты и прямые инвестиции направляются на модернизацию технологической базы промышленности, на создание «технологий будущего», таких, как телекоммуникации и спутниковая связь.

Таким образом, можно сказать о том, что как сельскохозяйственное производство в Норвегии, так и финансирование наукоемких отраслей находится на постоянной государственной дотации, которые оказываются возможными вследствие использования в их финансировании доходов от деятельности нефтегазового комплекса.

Особенно важно акцентировать внимание на деятельности наукоемких отраслей, создание которых в Норвегии не было бы возможным без широких дотаций. Дотации же эти стали возможными вследствие наличия нефтяных доходов. Норвежская телефонная компания «Теленор» (до 1999 г. полностью государственное предприятие), созданная на деньги правительства, относится сегодня к технически самым высокоразвитым европейским компаниям».

«Компания «Нера» специализируется на производстве систем спутниковой связи. Основная продукция данной компании - это цифровая обработка сигналов, электроника, управление сетями и программное обеспечение. Крупным клиентом компании являются объекты нефтегазового комплекса Норвегии.

Однако прежде всего нефтяная промышленность дала толчок к развитию промышленного производства смежных отраслей экономики, служащих либо поставщиками (судостроение), либо потребителями продукции сектора (нефтехимия)».

«Главным инновационным достижением в области транспортировки нефти и природного газа стало то, что впервые в истории мировой нефтегазовой промышленности были построены подводные трубопроводы такой дальности».

«Однако настоящим событием в нефтяной истории Норвегии стало начало добычи нефти на месторождении «Статфьорд»». «На добыче были использованы новые типы платформ. Смысл технического новшества новых полупогружающихся платформ заключался в том, что на этих платформах существовали большие сухие доки. Когда платформа выходила на месторождение, доки наполнялись водой, и платформа прочно становилась на морское дно. Таким образом. платформа могла выдерживать суровые условия Северного моря: силу морских течений, сильные атлантические штормы и ветры. Под воду уходила и сама буровая вышка, сделанная из бетона. На подводной части платформы были расположены три палубы с оборудованием, энергетическими установками, помещениями для команды и рабочих, а также вертолетная площадка. Общий вес платформы «Статфьорд Б» составлял 650 тыс. тонн, вес бетонных конструкций - 240 тыс. тонн, высота платформы составляла 254 метра».

«Помимо прокладки новых линий трубопроводов и начала освоения новых месторождений период высоких цен на нефть может характеризоваться началом создания в Норвегии нефтехимической промышленности и созданием в стране целой сети терминалов по переработке нефти и природного газа».

«И правительство, и непосредственно нефтяные компании увидели в возможности реализации переработанных нефтепродуктов дополнительные источники прибыли».

«Широкая научно-исследовательская активность обеспечила развитие технологий, способствующих повышению экономической эффективности и сокращению негативных последствий развития промышленности для окружающей среды. Норвежские компании, осваивающие континентальный шельф, широко используют автоматизированное управление буровыми вышками, трехмерную технологию сейсмической разведки, технологии горизонтального и наклонного бурения, подводное оборудование, железобетонные и стальные платформы, плавучие системы добычи, что требует наличия в стране значительного числа компаний, работающих в качестве вспомогательных механизмов нефтегазового комплекса.

Норвежское судостроение активно сотрудничает с нефтегазовым сектором еще с середины 70-х гг. Сейчас при разработке месторождений стало нормой использовать плавучие средства с высокоавтоматизированными системами добычи. Так, компания «Норведжиан Контракторс» создала первую в мире платформу на натяжных опорах с бетонным корпусом, которая успешно используется при освоении месторождения «Хейдрун». Крупнейшая норвежская компания «Квэрнер» создала специально предназначенный для перевозки сжиженного газа сферический резервуар, который пользуется спросом у различных нефтяных компаний и доминирует на рынке в последнее десятилетие. Одним из последних изобретений «Квэрнер» стал проект FPDSO, который заключается в создании новой плавающей добывающей и приспособленной для хранения нефти платформы, первые испытания модели которой состоялись в конце 1999 г. Всего же 455 норвежских танкеров различных типов обслуживают интересы мирового, а не только норвежского нефтегазового комплекса».

«Нефтяные доходы способствуют поддержанию и энергоемких отраслей промышленности, прежде всего химической. Так, компания «Норск Гидро» осуществляет разработку винилхлорида и поливинилхлорида, а химический гигант «Дино индустриер» создает пластмассу, специальные клеи для обработки древесины, смолу для лаков, а также химические продукты, предназначенные для использования при операциях на континентальном шельфе».

«Технологические совершенствования, разрабатываемые предприятиями вспомогательной промышленности и научно-исследовательскими организациями, способствовали тому, что норвежская нефтегазовая промышленность успешно противостояла транснациональным компаниям, обладающим постоянно совершенствующимися технологиями геологоразведки, добычи и транспортировки».

«Политика «норвегизации» внутреннего рынка, проводимого любыми норвежскими правительствами вне зависимости от их политических взглядов, заключается в том, чтобы способствовать росту потребления внутренних товаров и услуг в качестве вспомогательных средств нефтяной промышленности».

«Нефтегазовый комплекс сыграл свою роль в отношении социального сектора. В первую очередь это касается перераспределения дохода между компаниями и норвежским государством, которое осуществляется при помощи налоговой системы в пользу социального сектора.

Норвегия является одной из наиболее последовательных стран Западной Европы в том, что касается вопроса равноправного перераспределения доходов как на социальном, так и на региональном уровнях».

«Благодаря прогрессивному налогообложению доходов и неизменной политике правительства в вопросе поддержки различных социальных программ население Норвегии реально пользуется всеми социальными благами. С середины 70-х гг. и по сегодняшний день заработная плата персонала, занятого на производстве, является одной из самых больших в Европе, в то время как заработная плата управленческого персонала ненамного превышает ее и считается одной из самых низких в Европе. Структура расходов на личное потребление представляется также равной у различным слоев населения страны, бросается в глаза отсутствие заметного потребления роскоши».


Глава 2. Маркетинговый потенциал ОАО «НК «Роснефть»

2.1. Общие сведения о компании

В 2002 г. "Роснефть" занимала 8-е место среди российских нефтяных компаний по добыче нефти (16 млн т), а в 2003 г. должна переместиться на 6-е место в результате консолидации отрасли. Компания осуществляет разведку и добычу нефти через свои дочерние предприятия, действующие в основных нефтегазоносных провинциях России - Западной Сибири ("Пурнефтегаз" - основная дочерняя компания), Северного Кавказа ("Краснодарнефтегаз", "Ставропольнефтегаз", "Грознефтегаз", "Дагнефть" и "Термнефть") и Сахалина ("Сахалинморнефтегаз"; а также доли в проектах освоения шельфовых месторождений - "Сахалин-1", "Сахалин-3а", "Сахалин-3б", "Сахалин-4", "Сахалин-5" и "Сахалин-6").

"Роснефть" - вертикально интегрированная компания. Мощности двух нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) "Роснефти" - в Туапсе на Черном море и в Комсомольске-на-Амуре на Дальнем Востоке - составляют соответственно 5,8 млн и 4,1 млн т в год. Компании принадлежат обширная, географически диверсифицированная рознично-сбытовая сеть и нефтеналивные терминалы на Черном море и в порту Находка на Дальнем Востоке.

НК “Роснефть” — единственная отечественная нефтяная компания, полностью находящаяся в собственности государства, которое, как акционер, заинтересовано в получении компанией максимальной прибыли, в успехе бизнеса и росте ликвидности своего актива. "Роснефть" - по сути дела, последний из оставшихся в отрасли государственных холдингов. Хотя государственное участие может иметь определенные положительные стороны для бизнеса компании (помочь участию в проектах, связанных с соглашениями о разделе продукции, а иногда, возможно, способствовать получению политически мотивированных кредитов у государственного Сбербанка).

«Роснефть» сегодня — это централизованный холдинг с единой производственно-финансовой политикой. “Роснефть” представляет собой вертикально-интегрированную нефтяную компанию с полным циклом операций от геологоразведки и добычи углеводородов до реализации готовой продукции.




Рис. 2.1. Структура ОАО «НК «Роснефть»



Таблица 2.1.



Содержание маркетинговой программы развития ОАО «НК «Роснефть» на внутреннем рынке

МАРКЕТИНГОВЫЙ АУДИТ
Анализ регионов бизнеса
– потенциал производства и потребления нефтепродуктов
– конкурентная среда
– нормативно-регулирующая база
Анализ Компании
– комплекс добычи
– комплекс переработки
– сбытовая структура
Методика разработки Программы


МАРКЕТИНГОВАЯ ПРОГРАММА
Программы работы на региональных рынках сбыта
– сбытовая программа
– инвестиционная программа
– финансовая программа
– коммуникационная программа
Рыночная коррекция комплекса нефтепереработки
Прогноз развития до 2010 года




Централизованная производственная политика и маркетинг позволяет компании гибко реагировать на изменения конъюнктуры и оптимизировать производственные потоки, сокращая издержки и получая максимальную прибыль. В компании внедрена современная автоматизированная система учета и управления на основе собственной спутниковой сети цифровой связи, объединившей офисы всех дочерних предприятий.

Управление компанией осуществляется в “Роснефти” в соответствии с четко определенными принципами, сочетающими новейшие мировые достижения в области менеджмента и полуторавековые традиции отечественной нефтяной промышленности.

Стремясь к максимальной интеграции в мировую экономику, “Роснефть” ориентируется на долгосрочную программу развития в регионах своих стратегических интересов, опираясь на профессиональный, заинтересованный коллектив и партнерские связи с зарубежными и отечественными компаниями.

По российскому законодательству природные ресурсы, включая нефть, газ, драгоценные металлы, минералы и другие полезные ископаемые, пригодные для промышленной добычи и находящиеся на территории Российской Федерации, являются собственностью Государства. Закон Российской Федерации № 2395-1 “О недрах” регулирует отношения, связанные с геологической разведкой, использованием и защитой находящихся под землей полезных ископаемых на территории Российской Федерации. В соответствии с Законом заниматься разработкой подземных недр можно только при наличии соответствующей лицензии. Лицензия выдается региональным государственным органом и содержит сведения о разрабатываемом участке, сроках, финансовых и прочих условиях недропользования. Компания имеет ряд лицензий, выданных региональными органами власти на разработку нефтегазовых участков и месторождений на территориях, где располагаются ее дочерние предприятия.

Компания реализует нефть в соответствии с общими правилами квотирования экспортных поставок, действующими в отношении всех нефтедобывающих компаний России. Согласно этим правилам экспортные квоты по системе ОАО “АК Транснефть” определяются и устанавливаются Комиссией Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов в соответствии с законом о равнодоступности к нефтяной трубопроводной системе. За 6 месяцев 2003 г. объем поставленной Компанией на экспорт нефти составил 52,2 процента от объема добычи. Оставшаяся нефть была переработана на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) Компании и других российских НПЗ для дальнейшей реализации нефтепродуктов на внутреннем и внешнем рынках. В целом, цена реализации нефти при поставках на экспорт превышает аналогичный показатель на внутреннем рынке, учитывая транспортные расходы, экспортные пошлины, а также другие платежи и сборы.

Являясь крупной российской компанией, “Роснефть” ведет бизнес, стратегия которого полностью созвучна интересам всей российской экономики.

Для осуществления крупномасштабных международных проектов “Роснефть” способствует привлечению иностранных инвестиций. Многие годы специалисты работают над развитием механизма соглашений о разделе продукции — основного на сегодняшний день способа привлечения крупных международных инвесторов для осуществления прямых капиталовложений в развитие производства в России. Многомиллиардный шельфовый проект “Сахалин-1” с участием “Роснефти” уже стал образцовым СРП в действии. Начиная с 2001 года, ежегодно в российскую экономику по этому проекту поступает более миллиарда долларов, отечественные предприятия получают заказы, создаются тысячи новых рабочих мест, а российская промышленность осваивает современные технологии.


Рис. 2.2. Место ОАО «Роснефть» в экономике России


"Роснефть" имеет богатую и хорошо диверсифицированную ресурсную базу (2,2 млрд барр. нефти и 92 млрд куб.м газа) с хорошим потенциалом дальнейшего роста (табл. 2.2).

Таблица 2.2.

Ресурсная база ОАО "НК "Роснефть" в 2000 г.

Врезка1

Рис. 2.3. Географическое распределение запасов нефти ОАО "НК "Роснефть"

Обеспеченность добычи доказанными запасами составляла в 2002 г. примерно 20 лет (хотя ее оценка по стандартам SEC, с учетом сроков лицензий, может быть несколько ниже).

"Роснефть" устойчиво наращивает свою ресурсную базу. В 2002 г. ее чистые запасы нефти возросли с 1,85 млрд до 2,20 млрд барр. благодаря увеличению доли собственности "Роснефти" в компании "Пурнефтегаз" (с 75 до 83%) и в связи с учетом месторождений на территории Чечни. В 2003 г. запасы еще более возросли в связи с присоединением компаний "Северная нефть" и ASOC, располагающих значительными доказанными и недоказанными запасами в новых нефтеносных провинциях.

Ключевые нефтепромыслы и запасы "Роснефти" сосредоточены в Западной Сибири. В 2002 г. 62% добываемой нефти и 82% запасов приходилось на долю "Пурнефтегаза" - оператора целого ряда сравнительно молодых месторождений со значительными запасами углеводородов категорий "неразведанные", "возможные" и "вероятные". Что касается сравнительно старых кавказских и материковых сахалинских нефтепромыслов, то здесь отмечается стагнация, а работы на территории Чечни связаны с высокими политическими рисками. Впрочем, это недостатки отчасти компенсируются близостью указанных нефтепромыслов к портам, позволяющей сокращать транспортные расходы и благоприятствующей экспорту. "Роснефть" представлена и в новых ключевых районах нефтедобычи: она участвует в проектах освоения сахалинского шельфа, преимущества которых - прямой выход к морю, близость к японскому рынку и независимость от государственного монопольного оператора трубопроводной системы, ОАО "АК "Транснефть" ("Транснефть"; рейтинг по обязательствам в иностранной валюте: ВВ/Стабильный/-; рейтинг по обязательствам в национальной валюте: ВВ+/Стабильный/-). Сейчас эти проекты находятся на этапе разведки и освоения. Наиболее продвинутый проект, "Сахалин-1", осуществляемый под руководством Exxon Mobil Corp., должен выйти на этап промышленной добычи в 2006 г.

В 2003 г. "Роснефть" диверсифицировала и расширила свое присутствие в "новой" Тимано-Печорской нефтеносной провинции на севере России. Это произошло в результате приобретения "Северной нефти" и увеличения до 50% доли участия в совместном с Conoco-Philipps проекте "Северное Сияние" после обмена акциями с ОАО "ЛУКОЙЛ". За 9 месяцев 2003 г. вклад "Северной нефти" в суммарную нефтедобычу "Роснефти" составил 11%, что позволило снизить степень концентрации добычи на месторождениях "Пурнефтегаза" и обеспечило общий прирост добычи. "Роснефть" также участвует в проектах разведки и освоения месторождений Восточной Сибири (через ASOC) и владеет 50% в проекте "Севморнефтегаз" (остальные 50% принадлежат ОАО "Газпром"), предусматривающем разработку и эксплуатацию шельфовых месторождений Приразломное и Штокмановское в Баренцевом и Печорском морях.

Анализ динамики показателей (см. Приложение 2) ОАО “НК “Роснефть” позволяет сделать вывод о том, что это динамично развивающаяся структура, стремящаяся уже в текущем десятилетии стать диверсифицированной вертикально-интегрированной энергетической корпорацией мирового уровня.

В 2003 году “Роснефть” продолжила утверждение своих позиций как динамично развивающаяся вертикально-интегрированная нефтяная компания.

С учетом приобретенных активов, прирост запасов нефти компании составил в 2003 году 145 млн. тонн, газа — 36 млрд. кубометров, что соответственно на 19,2% и в 35 раз превысило планируемый уровень.

По состоянию на 1 декабря 2003 г. “Роснефть” имеет 246 лицензий на право пользования недрами.

Введено в эксплуатацию 239 новых нефтяных и газоконденсатных скважин, что на 21 единицу больше, нежели в прошлом году. Эксплуатационный фонд увеличился на 232 единицы и, по состоянию на 1 января 2004, составил 8836 скважин.

Эффективность геологоразведочных работ в отчетном периоде составила 283 тонны условного топлива на метр (у.т./м) против 152 тонн у.т./м в 2002 году.

В минувшем году “Роснефть” получила 6 новых лицензий на проведение геологического изучения, в том числе на участках шельфа Охотского моря — Венинский блок (проект “Сахалин–3”) и Западно-Камчатский участок шельфа, Западно-Шмидтовский и Восточно-Шмидтовский участки Шмидтовского блока (проект “Сахалин–5”), участок Туапсинского прогиба акватории Черного моря и Чатылькинско-Удмуртский участок недр в ЯНАО.

Поданы 19 новых заявок на геологическое изучение, в том числе — 11 заявок на участки, примыкающие к Ванкорскому месторождению, 2 заявки — на участки, прилегающие к инфраструктуре “Пурнефтегаза”, 3 заявки — на участки в Баренцевом море и 3 — на геологическое изучение в Краснодарском крае.

По итогам 2003 года “Роснефть” добыла 19,6 млн. тонн нефти с газовым конденсатом и более 7 млрд. кубометров газа, что выше уровня 2002 года соответственно на 21,4% и 8,5%. Добыча газового конденсата возросла втрое, составив 392,8 тыс. тонн. Такие темпы роста нефтедобычи были достигнуты за счет приобретения ОАО “Северная нефть” и доли в ООО “Компания “Полярное Сияние”, ввода в эксплуатацию нового Кынского месторождения в Ямало-Ненецком АО, а также увеличения объемов добычи в ОАО “Грознефтегаз”, ОАО “НК “Роснефть-Сахалинморнефтегаз”, ОАО “НК “Роснефть-Ставропольнефтегаз”.

Средняя загрузка заводов компании по первичной переработке нефти достигла 94,6% против 83,9% в 2002 году. Это на 21,2% выше среднеотраслевого показателя загрузки НПЗ в целом по России.

Общий объем первичной переработки (включая сторонних поставщиков) на НПЗ компании составил 9,5 млн. тонн нефти (114,1% к 2002 г.), в том числе на Комсомольском НПЗ — 5,5 млн. тонн (124,8%) и на Туапсинском НПЗ — более 4 млн. тонн (102,2%).

Производство автобензинов возросло в 2 раза, дизтоплива — на 16,4%, авиакеросина — на 2,7%, сжиженных углеводородных газов — на 13,9%.

В настоящее время на КНПЗ продолжаются строительно-монтажные работы установок гидроочистки дизтоплива проектной мощностью 800 тыс. тонн в год и производства элементарной серы мощностью 15 тонн в сутки.

На Туапсинском НПЗ завершен ремонт установки каталитического риформинга с полной заменой отработавшего свой срок катализатора и теплообменного оборудования.

В 2003 году сбытовые общества “Роснефти” реализовали 9,1 млн. тонн нефтепродуктов, что на 7,2% превысило объем реализации в 2002 году.

В действующую систему нефтепродуктообеспечения компании в прошлом году входило 78 нефтебаз, 55 филиалов и 605 действующих АЗС. Товарооборот, включая реализацию, услуги по хранению и перевалке, составил 20 млн. тонн, что выше уровня 2002 года на 4%. Через сеть АЗС было реализовано 773,4 тыс. тонн нефтепродуктов, что на 14% превысило показатель 2002 года.

За отчетный период было построено 10 и реконструировано 31 АЗС, в состоянии строительства находятся 11 станций.

В 2003 году, в рамках I-го этапа строительства, были созданы мощности в порту Архангельска для обеспечения экспорта нефти и газового конденсата в объеме 3 млн. тонн.

В целом по компании выручка от реализации продукции составила 151,6 млрд. руб. (121,8% к 2002 году), прибыль до налогообложения — 33,2 млрд. руб.(149,6%), чистая прибыль — 25,7 млрд. руб. (164%).

В рамках реализации производственных программ капитального строительства и инвестиционных проектов в 2003 году освоено 37,1 млрд. руб., что на 36,1% больше освоенного в 2002 году. Финансирование инвестиций осуществлялось за счет централизованных средств холдинга, средств дочерних обществ и иностранных инвесторов.

Из общей суммы инвестиций в 37,1 млрд. 26,6 млрд. руб. (71,5%) составили капитальные вложения в развитие нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей отраслей и собственной сети нефтепродуктообеспечения.

В рамках производственной программы на 2004 год планируется увеличение относительно 2003 года добычи нефти с конденсатом — до 21,9 млн. тонн (на 11,9%), добычи газа — до 8,1 млрд. кубометров (на 16%), загрузки собственных НПЗ — до 10,1 млн. тонн (на 6%), первичной переработки нефти компании на НПЗ России — до 8 млн. тонн (на 7,5%), реализации нефтепродуктов через АЗС — до 901,1 тыс. тонн (на 16,5%).

Существующие дочерние и совместные предприятия "Роснефти" и ее новые проекты весьма перспективны с точки зрения наращивания добычи. Рост добычи в 2000-2003 гг. (рис. 2.4) связан прежде всего с присоединением "Северной нефти" и возобновлением деятельности ряда нефтепромыслов на Северном Кавказе. Что касается "Пурнефтегаза", то здесь добыча в целом сохраняется на неизменном уровне. Вместе с тем другие российские компании, действующие в Сибири, увеличивали производственные показатели за счет высокого органического роста и совершенствования технологии.

Рис. 2.4. ОАО "НК "Роснефть": добыча нефти в 1999-2003 гг.

Основными факторами риска для "Роснефти" в части разведки и добычи углеводородов являются:

  • очень агрессивная стратегия роста, предусматривающая крупные капиталовложения и приобретение новых активов;

  • уровень производственных издержек, который не ниже, чем в среднем по отрасли;

  • риски, присущие российскому нефтяному сектору: непрозрачная система регулирования, не проверенный временем и структурно неустойчивый режим налогообложения, трудности работы в Сибири и слабая "газовая" составляющая бизнеса.

У "Роснефти" амбициозная программа капиталовложений на ближайшие несколько лет. Увеличение инвестиций - при всех его благоприятных последствиях для бизнеса компании в долгосрочной перспективе - создает значительную нагрузку на денежные потоки, повышает бремя задолженности и условных обязательств, связанных с СП и проектным финансированием. Это - основной негативный фактор, влияющий на деятельность и рейтинг компании.

Новые приобретения "Роснефти" - такие как "Северная нефть" и ASOC - представляются весьма дорогостоящими в расчете на баррель доказанных запасов (речь не идет о запасах категорий ABC1, включающих в себя некоторую часть вероятных запасов) и требующими крупных дополнительных вложений в разведку и разработку. "Северная нефть" была приобретена за 600 млн долл. (без учета 143 млн долл. принятых долговых обязательств). Доказанные запасы месторождений "Северной нефти" по стандартам SPE составляют 232 млн барр., а запасы категорий ABC1 оцениваются в 134 млн т (980 млн барр.), что говорит о значительной доле вероятных и возможных запасов. На покупку компании ASОC "Роснефть" потратила 80 млн долл. Запасы ее неосвоенного месторождения Ванкор еще не аудированы, здесь нет необходимой инфраструктуры, а добыча по графику должна начаться в 2007 г. Приобретение как "Северной нефти", так и ASOC сопровождалось корпоративными спорами и рисками корпоративного управления, которые довольно характерны для России. Впрочем, на сегодняшний день эти проблемы, как представляется, урегулированы. "Роснефть" продолжает рассматривать возможности приобретения новых активов.

Как и другие российские нефтяные компании, "Роснефть" имеет дело с системой регулирования, не отличающейся прозрачностью (это особенно ощутимо, когда речь идет о получении доступа к экспортной транспортной инфраструктуре). Интеграция в газодобычу на сегодняшний день невелика, что объясняется монополией "Газпрома" в российском газовом секторе. Что еще более важно, значительную часть производственных издержек всех нефтяных компаний России составляют установленные государством налоги, не связанные с получением дохода, а также транспортные издержки.

Уровень затрат у "Роснефти" не ниже среднего по отрасли: это означает, что компания чувствительна к колебаниям цен на сырую нефть. Дочерние предприятия "Роснефти" довольно сильно различаются по уровню издержек: в этом смысле наиболее благоприятно выглядит "Пурнефтегаз", кавказские и старые сахалинские нефтепромыслы от него значительно отстают.


2.2. Модель потенциала компании

Маркетинговый потенциал - совокупная способность маркетинговой системы (предприятия) обеспечивать постоянную конкурентоспособность предприятия, экономическую и социальную конъюнктуру его товара или услуги на рынке благодаря планированию и проведению эффективных маркетинговых мероприятий в области исследования спроса, товарной, ценовой, коммуникативной и сбытовой политики, а также организации стратегического планирования и контроля за поведением товара, конкурентов и потребителей на рынке.

Потенциал маркетинга — это совокупность средств и возможностей предприятия в реализации маркетинговой деятельности.

Необходимость введения потенциала маркетинга и его составляющих обусловлена насущным требованием разработки аппарата оценки применимости современных экономических подходов в практике деятельности предприятий. Оперативная численная оценка подобного потенциала позволит выявить скрытые резервы в развитии предприятий, а следовательно, увеличить отдачу от более обоснованного применения передового экономического инструментария.

Сущность потенциала маркетинга – это максимальная возможность предприятия в использовании всех передовых наработок в области маркетинга. Для выявления конкретного содержания потенциала маркетинга целесообразно применить проблемно-аналитический подход – представить иерархическую структуру составляющих потенциала. В этом случае на различных уровнях представления данная категория должна интегрировать все большее количество средств по мере детализации анализируемых проблем. В итоге мы получим некоторую пирамиду, во главе которой будет находиться собственно потенциал маркетинга, а в основании – приемы, модели, алгоритмы и методы постановки маркетинговой деятельности предприятии.

Потенциал маркетинга, характеризующий собой возможность применения различных маркетинговых ресурсов, по-видимому, в первую очередь должен являться интегральной характеристикой маркетингового ресурсного обеспечения предприятия. Иными словами, в укрупненном плане потенциал маркетинга является суммой методических, человеческих, материальных и информационных ресурсов, обеспечивающих маркетинговую деятельность.

Таким образом, функциональная зависимость потенциала маркетинга P равна:

П = f1(P1, P2, P3, P4), (1)

где P1 — потенциал маркетингового инструментария (методический); P2 — потенциал маркетингового персонала (человеческих ресурсов); P3 — потенциал маркетинговых материальных ресурсов; P4 — потенциал маркетинговых информационных ресурсов предприятия.

Соотношение (1) определяет первый, наиболее крупный уровень представления потенциала маркетинга. Условно его можно назвать ресурсным уровнем потенциала.

Второй уровень, более детальный, может быть представлен различными аспектами отмеченных ресурсов. Так, различными сторонами потенциала маркетингового инструментария являются потенциалы аналитический, производственный и коммуникативный (рис. 2.5).

Рис. 2.5. Различные стороны (аспекты) потенциала маркетингового инструментария

Таким образом, на аспектном уровне потенциал маркетингового инструментария может быть представлен в виде функции:

P1 = f21(Pа, Pп, Pк), (2)

где Pа, Pп, Pк — аналитический, производственный и коммуникативный потенциалы маркетингового инструментария, соответственно.

На этом же уровне потенциал персонала является функцией потенциалов квалификации персонала (Pкв), опыта персонала (Pоп) и управленческой структуры (Pус):

P2 = f22(Pкв, Pоп, Pус). (3)

Потенциал материальных ресурсов, в свою очередь, может быть представлен в виде соотношения:

P3 = f23(Pвр, Pфр), (4)

где Pвр — потенциал вещественных ресурсов; Pфр — потенциал финансовых ресурсов.

И наконец, на аспектном уровне потенциал информационных ресурсов следует представить в виде функциональной аддитивной зависимости от потенциалов системного обеспечения (Pсо), прикладных программ (Pпп), работы с базами данных (Pбд) и внешней связи (Pвс):

P4 = f24(Pсо, Pпп, Pбд, Pвс). (5)

Однако и аспектный уровень потенциала маркетинга является достаточно крупным, так как объединяет лишь двенадцать составляющих и не может дать объективной оценки применимости экономического инструментария предприятием.

Более детальный, третий, дивизиональный уровень описывает содержание потенциалов второго уровня в зависимости от разделов аппарата маркетинга. Так, классическими разлелами (дивизионами) комплекса маркетингового инструментария являются: маркетинговые исследования, маркетинговые информационные системы, сегментация рынка, разработка товаров, ценообразование, сбыт и продвижение (реклама, персональные продажи, формирование общественного мнения, стимулирование сбыта) товаров.

Четвертый уровень, методический, представляет собой зависимости потенциалов третьего уровня от различных методик применения маркетингового комплекса. Например, потенциал маркетинговых исследований может состоять из потенциалов планирования маркетинговых исследований, разработки концепции исследования, кабинетных, полевых и конъюнктурных исследований, изучений внешних рынков, имитационных исследований. Потенциал формирования общественного мнения, в свою очередь, состоит из потенциалов товарной пропаганды, лоббирования, формирования имиджа фирмы и корпоративной культуры, постоянной и периодической работы со средствами массовой информации.

И наконец, пятый уровень потенциала маркетинга, конкретизирующий, образован конкретными приемами, методами и алгоритмами, наработанными в мировой и отечественной экономической теории и практике маркетинга. Например, к кабинетным исследованиям следует отнести анализ микросреды и макросреды предприятий, к полевым маркетинговым исследованиям – опросы, наблюдения, эксперименты, панельные исследования и экспертные оценки, к конъюнктурным исследованиям – оценку рисков, емкости рынка, товарных предложений и эластичности спроса, а также прогнозирование спроса. Основной инструментарий маркетинга достаточно подробно описан также и автором данной статьи .

Основной фрагмент пятиуровневой структуры потенциала маркетинга представлен на рис. 2.6. Численная оценка потенциалов на каждом уровне позволяет провести оценку потенциала маркетинга всего предприятия или группы предприятий.

В качестве примера анализа приведем результаты оценки потенциала маркетингового инструментария – потенциала уровня I.

Рис. 2.6. Фрагмент структурного представления потенциала маркетинга предприятия (обозначения см. в тексте)

Потенциал маркетингового инструментария — это совокупность средств и возможностей предприятия в реализации методической маркетинговой деятельности (см. рис. 2.7.).

Как было отмечено выше, потенциал маркетингового инструментария является функцией потенциала аналитического, потенциала производственного и потенциала коммуникативного (соотношение 2). С учетом отдельных разделов маркетинга данное соотношение может быть представлено в виде:

P = f31(Pм, P и, P в; P т, P ц, P с; P л, P р, Pк, Pо), (6)

где P м — потенциал маркетинговых исследований; P и — потенциал маркетинговой информационной системы; Pв — потенциал сегментации (выбора) целевого рынка; Pт — потенциал товарной политики предприятия; Pц — потенциал процесса ценообразования; Pс — потенциал сбытовой политики предприятия; Pл — потенциал персональных (личных) продаж; Pр — потенциал рекламной деятельности предприятия; Pк — потенциал стимулирования сбыта продукции (например, купонных продаж); Pо — потенциал формирования общественного мнения.

Исходя из вышеизложенного потенциал маркетинговых исследований должен включать в себя следующие слагаемые:

Pм = f41 (Pм1, P м2, P м3, P м4, P м5, P м6, P м7), (7)

где Pм1 — планирование маркетинговых исследований; Pм2 — разработка концепции исследования; Pм3 — кабинетные маркетинговые исследования; Pм4 — полевые исследования рынка; Pм5 — анализ конъюнктуры рынка; Pм6 — исследования внешних рынков; Pм7 — имитационное моделирование продаж продукции предприятия.

Рис. 2.7. Содержание потенциала маркетингового инструментария предприятия

Потенциал маркетинговой информационной системы состоит из таких слагаемых:

Pи = f42(Pи1, Pи2, Pи3, Pи4, Pи5), (8)

где Pи1 — результаты кабинетных маркетинговых исследований; Pи2 — результаты исследований рынка (полевых и конъюнктурных); Pи3 — мониторинг крупных продаж; Pи4 — мониторинг маркетинговой деятельности предприятия; Pи5 — мониторинг управленческих решений.

Потенциал сегментации (выбора) целевого рынка может быть представлен в виде следующей функции:

Pв = f43(Pв1, Pв2, Pв3, Pв4, Pв5, Pв6, Pв7, Pв8, Pв9), (9)

где Pв1 — планирование сегментации рынка предприятием; Pв2 — применение эффектов сегментации; Pв3 — применение принципов сегментации; Pв4 — применение методов сегментации; Pв5 — использование критериев сегментации; Pв6 — обоснованный выбор целевого рынка предприятия; Pв7 — выбор целевых сегментов предприятия; Pв8 — разработка мер позиционирования товара; Pв9 — прогнозирование сбыта в целевых сегментах рынка.

Потенциал товарной политики предприятия содержит следующие слагаемые:

Pт = f44(Pт1, Pт2, Pт3, Pт4, Pт5, Pт6, Pт7, Pт8, Pт9, Pт10, Pт11, Pт12), (10)

где Pт1 — планирование разработки товаров предприятием; Pт2 — поиск идей новых товаров; Pт3 — селекция идей новых товаров; Pт4 — экономический анализ идей новых товаров; Pт5 — разработка дизайна товара; Pт6 — разработка упаковки товара; Pт7 — создание товарной марки и брэндинг (работа по продвижению товарной марки); Пт8 — обеспечение качества товара; Pт9 — оценка конкурентоспособности продукции; Pт10 — оценка рыночной адекватности товара; Pт11 — оценка товара фирмой; Pт12 — обоснованное формирование товарной политики.

Потенциал процесса ценообразования, в свою очередь, может быть выражен в следующем формульном виде:

Pц = f45(Pц1, Pц2, Pц3, Pц4, Pц5, Pц6), (11)

где Pц1 — планирование процесса ценообразования на предприятии; Pц2 — учет внешних факторов ценообразования; Pц3 — определение цели ценообразования; Pц4 — выбор метода ценообразования; Pц5 — выбор стратегии ценообразования; Pц6 — применение приемов ценовой дифференциации.

Потенциал сбытовой политики предприятия может иметь вид:

Pс = f46(Pс1, Pс2, Pс3, Pс4, Pс5, Pс6, Pс7, Pс8, Pс9), (12)

где Pс1 — планирование сбытовой политики предприятия; Pс2 — учет маркетинговой стратегии предприятия в сбытовой политике; Pс3 — определение функций каналов сбыта; Pс4 — обоснованный выбор типа канала сбыта; Pс5 — выбор оптовых посредников; Pс6 — выбор розничных посредников; Pс7 — применение моделей оптимизации каналов сбыта; Pс8 — обоснованный выбор стратегии сбыта; Pс9 — анализ возможностей внешней коммерции.

Потенциал персональных (личных) продаж предприятия, в соответствии с представленным ранее алгоритмом, имеет вид:

Pл = f47(Pл1, Pл2, Pл3, Pл4, Pл5, Pл6, Pл7, Pл8), (13)

где Pл1 — применение алгоритмов персональных продаж на предприятии; Pл2 — целенаправленный поиск покупателей продукции; Pл3 — создание отношений с потенциальными покупателями; Pл4 — выявление критериев покупки потенциальными покупателями; Pл5 — оценка конкурентов при персональных продажах; Pл6 — создание групп поддержки персональных продаж; Pл7 — презентации торговых предложений; Pл8 — использование приемов проведения торговых переговоров.

Потенциал рекламной деятельности предприятия состоит из следующих слагаемых:

Pр = f48(Pр1, Pр2, Pр3, Pр4, Pр5, Pр6, Pр7, Pр8, Pр9), (14)

где Pр1 — планирование рекламной деятельности предприятия; Pр2 — выбор темы рекламных акций; Pр3 — выбор девиза (слогана) рекламы; Pр4 — создание рекламного образа; Pр5 — учет эффектов рекламы; Pр6 — учет правил рекламы; Pр7 — обоснованный выбор средств рекламы; Pр8 — проведение рекламных кампаний; Pр9 — оценка эффективности рекламы.

Потенциал стимулирования сбыта может быть выражен в виде формулы:

Pк = f49(Pк1, Pк2, Pк3), (15)

где Pк1 — планирование стимулирования сбыта; Pк2 — выбор вида стимулирования сбыта; Pк3 — оценка эффективности стимулирования сбыта продукции предприятия.

И наконец, потенциал формирования общественного мнения, в соответствии с предложенной выше схемой, можно представить в следующем виде:

Pо = f40(Pо1, Pо2, Pо3, Pо4, Pо5, Pо6, Pо7, Pо8), (16)

где Pо1 — планирование формирования общественного мнения предприятием; Pо2 — планирование товарной пропаганды; Pо3 — планирование лоббистской деятельности; Pо4 — формирование корпоративной культуры; Pо5 — целенаправленное формирование имиджа фирмы; Pо6 — планирование и организация постоянной работы со средствами массовой информации; Pо7 — планирование и организация периодической работы со средствами массовой информации; Pо8 — подготовка кризисных инструкций на предприятии.

В качестве первого возможного приближения выявленные выше функции можно представить в виде суммы слагаемых с обоснованными экспертным путем весовыми коэффициентами:

  , (17)

где Pj — оцениваемый потенциал; ki — весовой коэффициент i-го слагаемого потенциала; Pij — i-е слагаемое j-го потенциала.

В настоящей работе весовые коэффициенты определяли с помощью экспертов путем опроса 30 руководителей маркетинговых служб промышленных предприятий Уральского региона1.

В результате потенциал аналитического уровня предприятия, исходя из особой важности проведения маркетинговых исследований, может быть представлен в виде формулы:

Pа = 0,5Pм + 0,2Pи + 0,3Pв. (18)

Поскольку основными слагаемыми в потенциале маркетинговых исследований являются планирование, а также разработка концепции исследования и создание маркетинговой информационной системы, то указанный потенциал может иметь вид:

Pм = 0,20Pм1 + 0,18Pм2 + 0,12Pм3 + 0,12Pм4 +  0,15Pм5 + 0,05Pм6 + 0,18Pм7. (19)

Для маркетинговой информационной системы предприятия практически все разделы этой системы равнозначны, отсюда мы можем оценить их близкими весовыми коэффициентами, с некоторым выделением управленческих решений:

Pи = 0,16Pи1 + 0,16Pи2 +0,16Pи3 + 0,26Pи4 + 0,26Pи5. (20)

Выбор целевого рынка основан, прежде всего, на планировании сегментации рынка, обоснованном выборе критериев сегментации и применении принципов сегментации, а также на корректном позиционировании товара в целевом сегменте предприятия. Следовательно, потенциал сегментации может быть представлен в виде:

Pв = 0,18Pв1 + 0,04Pв2 + 0,12Pв3 + 0,02Pв4 + 0,12Pв5 + 0,10Pв6 + 0,16Pв7 + 0,18Pв8 + 0,08Pв9. (21)

Потенциал производственного уровня в первом приближении, по мнению экспертов, может быть представлен в виде практически равнозначных слагаемых, описывающих разработку товаров, ценообразование и сбыт:

Pп = 0,4Pт + 0,3Pц + 0,3Pс. (22)

В свою очередь, потенциал товарной политики предприятия как самая многокомпонентная составляющая потенциала маркетингового инструментария может быть представлен в виде следующей формулы:

Pт = 0,16Pт1 + 0,16Pт2 + 0,04Pт3 + 0,04Pт4 + 0,08Pт5 + 0,06Pт6 +   0,12Pт7 + 0,06Pт8 + 0,08Pт9 + 0,10Pт10 + 0,04Pт11 + 0,06Pт12. (23)

Представленная выше формула основана на важности планирования разработки товара, поиска идей новых товаров, создании товарной марки и оценке рыночной адекватности товаров.

В потенциале процесса ценообразования основными компонентами, по мнению экспертов, являются обоснованный выбор метода ценообразования, а также применение стратегии ценообразования и приемов ценовой дифференциации:

Pц = 0,15Pц1 + 0,10Pц2 + 0,10Pц3 + 0,20Pц4 + 0,20Pц5 + 0,25Pц6. (24)

Потенциал сбытовой политики предприятия определяется, прежде всего, обоснованным выбором типа канала сбыта, стратегий сбыта, а также применением моделей оптимизации каналов сбыта:

Pс = 0,12Pс1 + 0,04Pс2 + 0,04Pс3 + 0,20Pс4 + 0,10Pс5 + 0,10Pс6 + 0,16Pс7 + 0,16Pс8 + 0,08Pс9. (25)

Исходя из различных степеней важности персональных продаж, стимулирования сбыта, рекламы и формирования общественного мнения на промышленном рынке было решено формульную зависимость потенциала коммуникативного уровня представить в следующем виде:

Pк = 0,4Pл + 0,3Pк + 0,2Pр + 0,1Pо. (26)

Потенциал персональных продаж определяется практически равнозначными слагаемыми с некоторым выделением применения обоснованных алгоритмов персональных продаж на предприятии, отсюда:

Pл = 0,20Pл1 + 0,12Pл2 + 0,14Pл3 + 0,10Pл4 + 0,12Pл5 + 0,10Pл6 + 0,10Pл7 + 0,12Pл8. (27)

Несколько сложнее оценить зависимость для потенциала рекламной деятельности, поскольку данное направление продвижения продукции зависит от многих субъективных факторов, в том числе от творческих возможностей сотрудников предприятия. Основываясь на том, что наиболее важными моментами при планировании рекламной деятельности являются выбор темы и девиза рекламной акции, а также обоснованный выбор средств рекламы, окончательная формула для потенциала рекламной деятельности может иметь вид:

Pр = 0,10Pр1 + 0,16Pр2 + 0,16Pр3 + 0,10Pр4 + 0,04Pр5 + 0,10Pр6 + 0,16Pр7 + 0,08Pр8 + 0,10Pр9. (28)

Потенциал стимулирования сбыта зависит от трех слагаемых, поэтому в первом приближении он может быть представлен в виде следующей формулы:

Pк = 0,40Pк1 + 0,40Pк2 + 0,20Pк3. (29)

Потенциал формирования общественного мнения содержит неравнозначные слагаемые. В соответствии со сложившейся практикой маркетинговой деятельности предприятий наибольшее значение должно быть уделено планированию данной деятельности, а также постоянной и периодической работе со средствами массовой информации. Следовательно, формула для потенциала может иметь вид:

Pо = 0,16Pо1 + 0,12Pо2 + 0,12Pо3 + 0,10Pо4 + 0,08Pо5 + 0,20Pо6 + 0,20Pо7 + 0,02Pо8. (30)

Таким образом, если потенциал каждого слагаемого в соотношениях [(18)-(30)] оценивать в процентах, полагая, что максимальное использование современного маркетингового инструментария составляет 100%, то можно оценить количественным образом интегральный потенциал маркетинга промышленных предприятий.

2.2. Оценка потенциала компании «Роснефть»

2.2.1. Место «Роснефти» на рынке

Рейтинги российской нефтяной компании ОАО "НК Роснефть" ("Роснефть") отражают агрессивную финансовую политику "Роснефти", ухудшающиеся финансовые показатели и риски, связанные с работой в Российской Федерации (рейтинг по обязательствам в национальной валюте: ВВ+/Стабильный/В; рейтинг по обязательствам в иностранной валюте: ВВ+/Стабильный/В)11. Негативное влияние этих факторов частично компенсируется значительными запасами нефти, вертикальной интеграцией и экспортными возможностями компании.

Кредитный рейтинг по международной шкале Standard & Poor's выражает текущее мнение об общей кредитоспособности эмитента долговых обязательств, гаранта или поручителя, делового партнера, его способности и намерении своевременно и полностью выполнять свои долговые обязательства.

Кредитный рейтинг долговых обязательств по международной шкале Standard & Poor’s выражает текущее мнение о кредитном риске по конкретным долговым обязательствам (облигациям, кредитам банков, займам, другим финансовым инструментам).

Рейтинг финансовой устойчивости по международной шкале выражает мнение Standard & Poor’s о возможности страховой компании платить по ее полисам и контрактам в соответствии с их условиями.

Долгосрочный рейтинг Standard & Poor's оценивает способность эмитента своевременно исполнять свои долговые обязательства. Долгосрочные рейтинги варьируются от наивысшей категории — «ААА» до самой низкой — «D». Рейтинги в интервале от «АА» до «ССС» могут быть дополнены знаком «плюс» (+) или «минус» (-), обозначающим промежуточные рейтинговые категории по отношению к основным категориям.

Краткосрочный рейтинг представляет собой оценку вероятности своевременного погашения обязательств, считающихся краткосрочными на соответствующих рынках. Краткосрочные рейтинги также имеют диапазон — от «А-1» для обязательств наивысшего качества до «D» для обязательств самого низкого качества. Рейтинги внутри категории «А-1» могут содержать знак «плюс» (+) для выделения более надежных обязательств в данной категории.

Помимо долгосрочных рейтингов, у Standard & Poor's имеются специальные определения рейтингов привилегированных акций, фондов денежного рынка, паевых облигационных фондов, платежеспособности страховых компаний и компаний, работающих с производными инструментами.

ААА — очень высокая способность своевременно и полностью выполнять свои долговые обязательства; самый высокий рейтинг.

АА — высокая способность своевременно и полностью выполнять свои долговые обязательства.

A — умеренно высокая способность своевременно и полностью выполнять свои долговые обязательства, однако большая чувствительность к воздействию неблагоприятных перемен в коммерческих, финансовых и экономических условиях.

BBB — достаточная способность своевременно и полностью выполнять свои долговые обязательства, однако более высокая чувствительность к воздействию неблагоприятных перемен в коммерческих, финансовых и экономических условиях.

BB — вне опасности в краткосрочной перспективе, однако более высокая чувствительность к воздействию неблагоприятных перемен в коммерческих, финансовых и экономических условиях.

B — более высокая уязвимость при наличии неблагоприятных коммерческих, финансовых и экономических условий, однако в настоящее время имеется возможность исполнения долговых обязательств в срок и в полном объеме.

CCC — на данный момент существует потенциальная возможность невыполнения эмитентом своих долговых обязательств; своевременное выполнение долговых обязательств в значительной степени зависит от благоприятных коммерческих, финансовых и экономических условий.

CC — в настоящее время высокая вероятность невыполнения эмитентом своих долговых обязательств.

C — в отношении эмитента возбуждена процедура банкротства или предпринято аналогичное действие, но платежи или выполнение долговых обязательств продолжаются.

SD — выборочный дефолт по данному долговому обязательству при продолжении своевременных и полных выплат по другим долговым обязательствам.

D — дефолт по долговым обязательствам.

Рейтинги категорий «ААА», «АА», «А» и «ВВВ» — рейтинги инвестиционного класса.

Рейтинги категорий «ВВ», «В», «ССС», «СС» и «С» — рейтинги, обладающие значительными спекулятивными характеристиками.

Прогноз рейтинга показывает возможное направление движения рейтинга в ближайшие два-три года.

  • «Позитивный» — рейтинг может повыситься.
  • «Негативный» — рейтинг может понизиться.
  • «Стабильный» — изменение маловероятно.
  • «Развивающийся» — возможно повышение или понижение рейтинга.

"Роснефть" осуществляет агрессивную стратегию капиталовложений и приобретения активов и отличается склонностью к долговому и забалансовому финансированию. В результате приобретения небольших российских нефтяных компаний "Северная нефть" и "Aнгло-Сибирская нефтяная компания" (ASOC) суммарная долговая нагрузка "Роснефти" увеличилась с 1,47 млрд долл. на 31 декабря 2002 г. до 2,35 млрд долл. на 30 июня 2003 г. Коэффициенты кредитоспособности компании снизилась до самого низкого уровня в российской нефтяной отрасли. Кроме того, ЗАО "Севморнефтегаз" - компания, на 50% принадлежащая "Роснефти", - рассматривает возможность привлечения значительных средств для разработки шельфовых месторождений Баренцева и Печорского морей на севере России. Учитывая стратегическую значимость данного проекта для "Роснефти", проект может привести к возникновению у компании условных обязательств. К тому же сокращается "запас прочности" компании по сравнению с новыми ковенантами по еврооблигационному займу и банковскому долгу, пересмотренными в 2003 г. после нарушения прежнего набора ковенантов. Компания рискует нарушить ковенанты в случае падения цен на нефть или сохранения высоких капитальных расходов.

Как и другие российские нефтяные компании, "Роснефть" подвергается рискам, связанным с колебаниями цен на мировом рынке, а также с фундаментально нестабильной системой регулирования и налогообложения нефтяной отрасли страны. Кроме того, компания сталкивается с трудностями, обусловленными нехваткой мощностей российских нефтепроводов, неразвитостью институциональной среды и высокой зависимостью экономики страны от нефтяного сектора.

Позитивными факторами рейтинга, тем не менее, остаются:

  • значительные запасы нефти, диверсифицированные по нефтегазоносным провинциям России (2,4 млрд баррелей по состоянию на конец 2002 г.), причем обеспеченность доказанными запасами превышает 20 лет, что открывает перед компанией значительные перспективы роста добычи;

  • вертикальная интеграция в нефтепереработку, избавляющая компанию от невыгодных продаж сырой нефти на внутреннем рынке;

  • значительные объемы экспорта сырой нефти и нефтепродуктов, позволяющие увеличивать рентабельность и привлекать обеспеченное финансирование.

Хотя "Роснефть" является компанией со стопроцентным государственным участием, Standard & Poor's не рассчитывает, что в случае необходимости правительство непременно окажет ей прямую финансовую поддержку.

Ликвидность "Роснефти" ограничивается рамками новых ковенантов по еврооблигационному займу и банковскому долгу. Кроме того, практически вся задолженность, за исключением 150 млн долл. еврооблигаций, обеспечена поступлениями от экспорта нефти и нефтепродуктов. В то же время долгосрочный характер обязательств и расширение доступа "Роснефти" (как, впрочем, и других российских компаний) к финансированию вследствие экономического прогресса страны поддерживают ликвидность компании.

Компания ОАО “НК Роснефть” при помощи своего партнера — системного интегратора компании ООО “РН-Телепорт” — начинает осуществлять формирование финансовой отчетности ОАО “НК “Роснефть” на базе программного продукта SAP R/3 в рамках создания единой корпоративной информационной системы предприятий компании (КИС SAP R/3).

К настоящему моменту впервые в практике создания информационных систем в РФ компания ОАО “НК Роснефть” совместно с компанией ООО “РН-Телепорт” внедрила уникальную систему, которая позволяет одновременно подготавливать квартальную и годовую отчетность как в соответствии с российскими принципами бухгалтерского учета (РПБУ), так и в соответствии общепринятыми принципами бухгалтерского учета US GAAP.

Создание единой корпоративной информационной системы в рамках предприятий НК “Роснефть” позволяет достичь следующих целей:

полного, своевременного, объективного отражения деятельности, осуществляемой предприятиями НК “Роснефть”;

необходимого обмена информацией между различными службами, подразделениями и предприятиями НК “Роснефть”;

принятия стратегических, тактических и операционных решений на основе предоставляемой информации выхода предприятий НК “Роснефть” на новый уровень управления ресурсами и конкурентного преимущества перед другими компаниями.

Проект строительства НК “Роснефть” нефтепровода по маршруту Ангарск-Находка обеспечит наибольшие поступления в бюджет по сравнению с другими аналогичными проектами.

Как говорится в материалах "Роснефти" проект трубопровода до Находки в первую очередь обеспечивает комплексное развитие Восточной Сибири и Дальневосточного региона, значительные дополнительные доходы бюджета, загрузку БАМа и решение социально-экономических проблем этих регионов, сообщает пресс-служба "Роснефть".

"Проект способствует укреплению экономической безопасности России и усилению позиций страны в международном сообществе", — считают в "Роснефти". Кроме того, существующие мощности АК "Транснефть" и почти все проектируемые экспортные маршруты направлены в Европу, Ангарск-Дацин — исключительно в Китай. В то же время, проект Ангарск-Находка ориентирован на емкий рынок, то есть на все страны АТР и США, подчеркивается в материалах. При этом в "Роснефти" добавляют, что Китай не является надежным партнером и не соблюдает своих обязательств в долгосрочной перспективе.

В документах отмечается, что по проекту Ангарск-Дацин российская нефть будет продаваться на границе Китая по контрактным, а не рыночным ценам, а транзит проектом не предусматривается. Помимо этого, планируемое строительство нефтепровода из Казахстана на 20-30 млн. тонн нефти в год даст Китаю дополнительную возможность диктовать цены.

По данным "Роснефти", потребность рынка США в нефти оценивается в 1,15 в 2010 и 1,33 млрд тонн и 2020 году. С учетом собственной добычи и импорта дополнительный потенциал рынка США оценивается в 166 млн тонн в 2010 году и 286 млн тонн в 2020 году.

Потребность рынка АТР в нефти оценивается в 1,1 млрд тонн в 2010 году и 1,23 млрд тонн в 2020 году, а с учетом собственной добычи и импорта дополнительный потенциал рынка АТР оценивается в 160 млн тонн в 2010 году и 280 млн тонн в 2020 году.

В этой связи доля нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока в свободной нише рынков АТР и США составит 10-12%, и следовательно Россия не будет вступать в конкуренцию с другими поставщиками нефти в США и страны АТР, а проект Ангарск-Находка дает России существенные конкурентные преимущества, отмечают в "Роснефти".

Исходя из опыта крупнейших энергетических корпораций мира, “Роснефть” активно диверсифицирует свою деятельность по всему миру. Международные контакты помогают компании получать дополнительную коммерческую выгоду и обеспечивать стратегическую устойчивость.

Роснефть” участвует в проектах по добыче нефти и газа в Казахстане, в том числе — совместно с компанией “Казмунайгаз” — в освоении крупной структуры Курмангазы на шельфе Каспийского моря. В 2003 году на данной структуре начинаются геологоразведочные работы.

В этом же году НК “Роснефть” начинает добычу нефти в Казахстане — на Адайском блоке. Подписано соглашение о создании совместного предприятия “ЗарИт”, которое будет осуществлять геологоразведочные работы в Туркмении. Учредителями СП являются “Роснефть” (37%), “Итера” (37%), “Зарубежнефть” (26%).

Консорциум “Роснефти” и другой российской компании — “Стройтрансгаз” — ведет работу на перспективном блоке “245-Южный” в Алжире. К настоящему времени полностью завершены сейсморазведочные работы, в 2003 году консорциум планирует приступить к разведочному бурению.

Запущен пилотный проект “Роснефти” в Латинской Америке: на месторождении Сурориенте в Колумбии. В рамках проекта ведется промышленная добыча нефти.

В соответствии с договоренностями, достигнутыми с правительством Афганистана, ведутся работы по восстановлению нефтегазового комплекса Афганистана. Заключен контракт о поставке в страну нефтепродуктов.

В Краснодарском крае внедрение новой технологии утилизации отходов позволило ликвидировать ряд нефтешламовых амбаров, имеющих 30-40 летний возраст. Технология, разработанная специалистами “РосНИПИТермнефть”, получила первую премию Госкомэкологии России “Экотэк-99”. В целях предотвращения загрязнения акватории Черного моря компанией осуществляется строительство уникальной противофильтрационной завесы и берегоукрепления реки Туапсе.

Начиная с 1999 года “Роснефтью” реализуется инвестиционный проект “Природоохранные правила в нефтяной промышленности”, финансируемый Европейским Союзом по программе “TACIS”. В рамках этого проекта разработаны рекомендательные документы по системе управления экологической безопасностью, включая методологию экологического аудита. В 2001-2002 гг. компания полностью перейдет на эту систему, соответствующую высоким международным стандартам.

Крупнейшее добывающее предприятие компании “Роснефть-Пурнефтегаз” за большое внимание к охране окружающей среды удостоено приза американской академии бизнеса.

НК “Роснефть” обладает уникальным опытом успешного решения научных проблем в области поиска, разведки и разработки материковых и шельфовых месторождений углеводородов во всех климатических зонах. Этому способствует развитая научно-техническая база компании, которая включает: 3 научно-исследовательских и проектных института, научно-производственное объединение, специальное конструкторское бюро, завод по выпуску оборудования, опытный завод по производству масел и смазок. Специалисты “Роснефти” способны самостоятельно решать широкий спектр задач, связанных с основной деятельностью компании: начиная от проведения экономических исследований до разработки конкретных технологий бурения или повышения нефтеотдачи пластов. За счет применения собственных разработок компания ежегодно дополнительно добывает свыше 1,2 млн.т нефти.

Проводимые в настоящее время научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы позволят усовершенствовать систему планирования и управления в компании.

В “Роснефти” создана корпоративная система спутниковой связи. Использованные при этом технологии были применены в России впервые. Возможности сети по передаче больших потоков данных, организации качественной видеконференцсвязи позволяют в реальном времени осуществлять руководство дочерними обществами компании.

В структуру “Роснефти” входит целый ряд специализированных предприятий, чья деятельность посвящена исследованиям и разработке новых технологий.

Среди российских сырьевых гигантов лидирующее положение по объемам добычи нефти и газа традиционно занимает ЛУКОЙЛ. В прошлом году компания добыла 76,9 млн тонн (563 млн баррелей) нефтегазового эквивалента, что на 10% больше его ближайшего конкурента - ЮКОСа (69,3 млн тонн), и это без учета зарубежных подразделений ЛУКОЙЛа, добыча которых составила 2,9 млн тонн. Далее следуют "Сургутнефтегаз" (49,2 млн тонн), "Татнефть" (24,6 млн тонн), ТНК (37,5 млн тонн) и "Сибнефть" с добычей 26,3 млн тонн. Государственная "Роснефть" с добычей 16,1 млн тонн занимает лишь восьмое место, уступая СИДАНКО (16,2 млн тонн). Всего на "большую восьмерку" крупнейших нефтяных компаний России приходится 83% добычи нефтегазового эквивалента.

Рис. 2.8. Добыча нефти и газового конденсата по нефтяным компаниям12

На сегодняшний день в России можно выделить три типа крупных нефтекомпаний. Первые являются составной частью и во многом основой финансово-промышленных групп. К их числу можно отнести ЮКОС, ТНК, СИДАНКО, "Сибнефть". Эти нефтяные компании управляются выходцами из финансово-банковской среды. Соответственно, их стратегия ориентируется, главным образом, на финансовый результат.

Ко второму типу относятся компании, возглавляемые менеджерами, выращенными и воспитанными нефтегазовой отраслью. Прежде всего, это ЛУКОЙЛ и "Сургутнефтегаз". В своей деятельности эти корпорации ориентируются на отраслевые приоритеты: повышение эффективности добычи нефти и использования скважин, ресурсосбережение, социальную защищенность работников.

Наконец, третья группа компаний включает в себя те, в управлении которыми важную роль по-прежнему играет государство в лице центральных (на 100% принадлежащая государству "Роснефть") или региональных ("Татнефть" и "Башнефть") органов власти. По мнению экспертов, эти представители нефтяной отрасли сильно уступают ВИНК первых двух типов и по финансовой эффективности, и по отраслевым показателям.

Три указанных типа компаний отличаются друг от друга прежде всего подходом к использованию недр. Если ориентированные на максимальную эффективность добычи ЮКОС и "Сибнефть" стараются работать только на скважинах с максимальным дебитом и, соответственно, с наивысшей отдачей на вложения, то ЛУКОЙЛ и "Сургутнефтегаз" продолжают эксплуатировать скважины, даже если выход продукции становится невысоким.

Приверженность различной стратегии наглядно демонстрируется цифрами по количеству работающих и неработающих скважин по различным нефтяным компаниям. Например, если у ЛУКОЙЛа отношение законсервированных скважин к эксплуатируемым составляет всего 19,2%, то у ЮКОСа оно равно 34,4%, а у агрессивно растущей "Сибнефти" достигает 51,2%.

Рис. 2.9. Фонд скважин13.



Неудивительно поэтому, что самым обширным эксплуатационным фондом нефтяных скважин располагает опять же ЛУКОЙЛ. Доля неработающих скважин в компании - одна из самых низких в России, и по этому показателю с ЛУКОЙЛом могут соперничать "Сургутнефтегаз" и "Славнефть", однако в целом количество эксплуатируемых скважин в этих компаниях значительно ниже.

Наибольшего прирост добычи в 2002 году удалось добиться сравнительно небольшой компании СИДАНКО. Фактически в течение всего одного года ей удалось почти удвоить добычу (78%). Правда это было вызвано не ростом фундаментальных показателей, а возвратом активов бывшей Черногорнефти в состав компании.

Следом за ней идет "Сибнефть", показавшая 27%-ный темп роста. У лидера отрасли ЛУКОЙЛа показатели значительно скромнее, что, по мнению экспертов, просто отражает позицию руководства компании.

ЛУКОЙЛ сделал ставку на рациональное использование ресурсов углеводородного сырья и приведение уровня добычи в соответствие с потребностями рынка, а также на увеличение доли переработки в конечную продукцию, что позволяет получить дополнительную прибыль, компенсирующую рост затрат на добычу сырья.

Рис. 2.10. Прирост добычи нефти14



Необходимо также учесть, что недропользователи располагают разной сырьевой базой, поэтому дебит скважин у ЮКОСа и "Сибнефти", которые работают на более "молодых" месторождениях, априори выше, чем у других российских компаний.

Кроме того, быстрое наращивание добычи нефти чревато опасными последствиями в сфере ее сбыта: внутренние цены на сырье редко превышают 60% мировых, а отправить на экспорт дополнительные объемы добытой нефти не всегда удается. Например, отчетность ЮКОСа за 2002 год наглядно продемонстрировала, что транспортные расходы компании по транспортировке дополнительного барреля нефти растут значительно быстрее, чем доходы от продажи этого барреля.

Кроме крупных вертикально-интегрированных компаний, в России насчитывается еще свыше 130 независимых добытчиков нефти. На их долю приходится около 7% добываемого в стране "черного золота". В отличие от гигантов, работающих на крупных высокодебитных месторождениях, малые компании занимаются эксплуатацией небольших месторождений, зачастую с низким дебитом и невысоким качеством нефти.

Таблица 2.3

Основные показатели нефтедобычи по российским компаниям за 2002 г. (без учета зарубежных подразделений) 15.



Компания

Добыча нефти и газа, тыс. т в год

Добыча нефти и газа, млн барр/сутки

Рабочих скважин

Средний дебит скважины, т/сут

Ввод новых скважин

ЛУКОЙЛ

76932,6

1,54

28138

9

659

ЮКОС

69331,6

1,39

17898

10,6

328

Сургутнефтегаз

49207,5

0,99

16929

8,0

904

ТНК

37501,2

0,75

16033

6,4

134

Сибнефть

26327

0,53

7856

9,2

244

Татнефть

24612

0,49

21572

3,1

484

СИДАНКО

16263,1

0,33

8082

5,5

61

Роснефть

16112,2

0,32

8599

5,1

218

Славнефть

14700

0,30

4420

9,1

188

Башнефть

12015

0,24

18379

1,8

204



Рис. 2.11. Десятка крупнейших нефтяных компаний мира16



В январе – апреле 2004 года в России добыто 147,3 млн. тонн нефти. Такие данные приводит пресс-служба АК "Транснефть" по оперативным данным ГП "ЦДУ ТЭК". Так, за январь-апрель 2004г. в России добыто 147 млн. 310,1 тыс. тонн нефти с газовым конденсатом, в том числе в апреле – 36 889,9 тыс. тонн. Добыча нефти за четыре месяца по сравнению с аналогичным периодом прошлого года увеличилась на 14 307,5 тыс. тонн (около 10%)....

Перспективы российской нефтедобычи, как считает КЭРА17, гораздо менее предсказуемы, чем для Прикаспийского региона, и они, безусловно, имеют более противоречивый характер. Так, в настоящее время в Москве идут жаркие дискуссии о двух спорных моментах (различных, но в конечном счете взаимосвязанных): первый состоит в определения потенциала дальнейшего роста добычи в Западной Сибири в результате комплексного использования западных методов и технологий, а второй касается перспективности и коммерческой привлекательности Восточной Сибири.

В своем сценарии повышенного роста КЭРА с достаточным оптимизмом оценивает перспективы развития добычи как в Западной, так и в Восточной Сибири. Но споры не утихают, и по обеим проблемам продолжает поступать все более свежая информация, так что существует определенная вероятность корректировок текущих прогнозов по мере развития ситуации. Как было сказано выше, базовый вариант в большой мере повторяет умеренный сценарий нефтедобычи – один из трех, прописанных в "Энергетической стратегии России". После констатации роста на 11 % в 2003 г. с выходом суммарного показателя для страны на отметку 421 млн. т (8,51 млн. брл/сут) последние прогнозы правительства указывают на рост нефтедобычи в 2004 г. всего на 2,5 % до 432 млн. т, а стратегия государства указывает на возможное ограничение добычи в долгосрочной перспективе уровнем около 450 млн. т/год (9 млн. брл/сут).

КЭРА сформулировала свои прогнозы нефтедобычи в России, первоначально не учитывая в явном виде и в полной мере потенциальных ограничений по экспорту (хотя опосредованно прогноз нефтедобычи действительно учитывает это, так как исходит из увеличения загрузки мощностей нефтепереработки в России и прочих странах СНГ с превышением потребностей в нефтепродуктах на своих внутренних рынках). Если наши показатели добычи, взятые вместе с отраслевыми прогнозами для Каспия и оценками расширения возможностей экспорта, покажут серьезное расхождение (т.е. когда уровни добычи оказываются слишком высокими для реализации возможностей экспорта), то добыча в России будет соответствующим образом скорректирована в сторону понижения. Тем не менее такой результат не привязан к нашим сценариям развития транспортных потоков – которые, как правило, исходят из того, что правительство РФ и частный сектор имеют все возможности для расширения трубопроводных систем по направлениям экспорта, если таковое будет необходимо – и потому в подобной коррекции потребности нет (подробности см. в разделе III ниже). Однако в сценарии повышенного роста в сочетании с вероятными задержками в реализации новых экспортных трубопроводных проектов большую роль приобретают железнодорожный транспорт и другие остающиеся решения, уступающие трубам по эффективности.

  • Западная Сибирь. С позиции 2003 г., когда добыча по результатам первых 11 мес оценивалась на уровне 294,7 млн. т или 6,02 млн. брл/сут, базовый (пониженный) сценарий указывает на относительно слабый рост до 313 млн. т (6,39 млн. брл/сут) до 2005 г., что представляется разительным контрастом "ренессансу доразработки действующих площадей", отмеченному в регионе за последние годы. Медленный рост региональных показателей сохранится и в дальнейшем. Так, в 2010 г. он выйдет на максимальный уровень 318 млн. т (6,49 млн. брл/сут), но затем наступит медленное ослабление, отражая ситуацию, в которой добыча на новых площадях в Западной Сибири (и повышение нефтеотдачи на старых месторождениях) после 2010 г. начнет отставать от приростов на относительно старых объектах разработки. На 2015 г. прогнозируется снижение добычи до 315 млн. т/год (6,43 млн. брл/сут) с дальнейшим сокращением в 2020 г. до 310 млн. т (6,33 млн. брл/сут).

По сценарию повышенного роста КЭРА (в котором суммарная добыча в стране превышает даже максимальный "оптимистический вариант" в "Энергетической стратегии", но все же заметно ниже значений, рассматриваемых отдельными НК России), рост западносибирской добычи будет оставаться сильным до конца 2005 г. и достигнет максимума в 2010 г., когда она составит 410 млн. т (8,27 млн. брл/сут). После 2010 г. предполагается ежегодное снижение добычи в указанном регионе с темпом примерно 1 % в год до 395 млн. т (8,06 млн. брл/сут) в 2015 г. и 385 млн. т/год (7,86 млн. брл/сут) в 2020 г.

  • Урало-Поволжье. В каждом из двух обсуждаемых сценариев говорится о выходе (повторном) этой провинции в 2003 г. на максимум добычи в объеме 95,6 млн. т (ок. 1,88 млн. брл/сут). В базовом сценарии указывается на ежегодное падение добычи на 3,5 % до 2010 г. включительно, и после 2015 г. динамика ее снижения усиливается до 5 %. В 2020 г. региональная добыча по базовому сценарию должна составить 50 млн. т (0,98 млн. брл/сут). В более оптимистичном сценарии указывается на более плавное снижение этого показателя (примерно на 2,5 % в год) до конца 2020 г., когда он понизится всего до 60 млн. т/год (1,18 млн. брл/сут).

  • Шельф Каспия. В отношении оценок перспективности добычи в российском (северном) секторе Каспийского моря остается много неясного. Тем не менее "ЛУКойл" недавно заявил, что обнаруженные в его блоке Северный запасы представлены больше газом, чем жидкими УВ, в результате чего КЭРА понизила свою прогнозную оценку для этого района.

В обоих сценариях начало добычи в российском секторе Каспийского моря предусматривается в 2006 – 2007 гг. В базовом прогнозе говорится об обеспечении 2 млн. т (42 тыс. брл/сут) в 2010 г. с повышением показателя до 4 млн. т (85 тыс. брл/сут) в 2015 г. и 8 млн. т (170 тыс. брл/сут) в 2020 г. В сценарии повышенного роста динамика лучше, с выходом объемов на отметку 15 млн. т (318 тыс. брл/сут) к 2020 г.

  • Тимано-Печора. В соответствии с базовым сценарием добыча в регионе должна постепенно выйти на максимальный уровень 32 млн. т (646 тыс. брл/сут) к 2020 г. В сценарии повышенного роста предполагается освоение значительных открытий в Тимано-Печорском бассейне, в результате чего показатель возрастает до 40 млн. т (808 тыс. брл/сут) к 2010 г. и затем до 50 млн. т (1 млн. брл/сут) к 2020 г.

  • Восточная Сибирь и Сахалин. Базовый сценарий КЭРА немного ниже по сравнению с "умеренным" прогнозом, указанным в "Энергетической стратегии России" для этого региона. В этом сценарии КЭРА говорится о неуклонном росте региональной добычи, но с выходом ее всего на 20 млн. т/год (408 тыс. брл/сут) к 2010 г., соответственно до 35 млн. т и 714 тыс. брл/сут к 2015 г., 48 млн. т и 0,98 млн. брл/сут до 2020 г.; в "Энергетической стратегии" соответствующие показатели выстроены так: 27, 45 и 71 млн. т/год. Здесь рассматриваются перспективы как расширенного освоения сахалинского шельфа, так и сильного роста добычи в Восточной Сибири.

Но даже по сценарию повышенного роста КЭРА региональная добыча в 2020 г. выглядит скромнее "умеренного" роста, прописанного в "Энергетической стратегии", всего до 64 млн. т/год (1,31 млн. брл/сут). Предполагается, что это отражает менее динамичный общий рост, вызванный сохранением радужных надежд насчет доосвоения запасов в Западной Сибири, позволяющих позднее переходить на более дорогостоящие и сложные в разработке новые месторождения в Восточной Сибири. Добыча на Сахалине после 2010 г., как считают, будет обеспечиваться примерно 5 – 6 проектами, реализуемыми как в режиме СРП, так и при действующем налоговом режиме, что позволит выйти на 22 млн. т в 2015 г. и 42 млн. т в 2020 г. Восточная Сибирь добавляет к суммарному показателю всего 18 млн. т (410 тыс. брл/сут) к 2015 г. и 22 млн. т к 2020 г.

Объемы запасов нефти и газа - один из основных показателей величины компании. Среди российских производителей первое место занимает ЛУКОЙЛ. По данным, прошедшим аудиторскую проверку, его резервы составляют 19,3 млрд барр. нефтяного эквивалента, что выводит его не только на первое место в России, но и на второе в мире. Если же учитывать повышение долей в нефтяных "дочках" которого ЛУКОЙЛ добился в прошлом году, то словам представителей компании запасы холдинга составляют 19,3 млрд барр. нефтяного эквивалента. Превосходит холдинг по запасам только ExxonMobil.



Рис. 2.12. Запасы нефтяных компаний18



По данным на первое января прошлого года, запасы ЛУКОЙЛа были на 15% меньше и составляли всего 16,8 млрд барр. нефтяного эквивалента. Таким образом, в течение всего одного года ЛУКОЙЛу удалось значительно увеличить свои запасы, что гарантировало ему первое место в России.

ЛУКОЙЛ практически весь прошлый год занимался скупкой новых и консолидацией дочерних компаний. Эксперты говорят, что, вероятно, и в дальнейшем холдинг будет продолжать активно расширять свой бизнес: это показывает недавняя договоренность, достигнутая с правительством Казахстана относительно существенного увеличения контрактных площадей в проекте Ялама на Каспийском шельфе. Кроме того, компания подписала меморандум о взаимопонимании с казахстанской компанией "КазМунайГаз" по проведению совместных геологических работ и разведке на шельфе Каспия.

Кроме наращивания запасов нефти, ЛУКОЙЛ также первым из российских нефтяных компаний всерьез занялся газодобычей. Подписано соглашение о сотрудничестве с "Газпромом", быстрыми темпами вводятся в строй установки по переработке газа. В планы компании входит добыча к 2020 г. 90 млрд кубометров газа, что сделает его вторым после "Газпрома" производителем в России.

Динамика роста запасов у других компаний отрасли значительно скромнее. Эксперты объясняют это тем, что пока, кроме ЛУКОЙЛа, ни одна нефтяная компания России не инвестирует серьезные средства в разведку.

Россия получила при распаде СССР довольно старые нефтеперерабатывающие заводы. Из 48 НПЗ общей мощностью более 500 млн т в год, действовавших в стране, за пределами России - в Литве, на Украине, в Казахстане, в Узбекистане - оказались самые новые, в общей сложности 20 заводов мощностью почти 180 млн т. Оставшиеся заводы находились в стадии модернизации, которая на период распада была заторможена.

На многих заводах России, да и других стран СНГ, основное оборудование к началу 90-х годов морально и физически устарело. Уровень износа составлял 80% и более. А в этот период Европа, да и весь мир, переходили на новые виды продуктов - появилась система экологической безопасности, начали производиться экологически чистые моторные топлива. Эти факторы обусловили разработку новых технологий практически всеми нефтяными компаниями России.

Рис. 2.13. Первичная переработка нефти в 2002 году19



На сегодняшний день более 70% российских нефтеперерабатывающих мощностей находится под контролем вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), 3% владеет "Газпром", еще 27% находятся у независимых переработчиков ("Башнефтехим", "Альянс", "КраснодарЭкоНефть" и т. д.).

В России работают 24 крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ); кроме того, на российском рынке есть небольшие предприятия, специализирующиеся на производстве масел, смазок и присадок, к ним можно отнести Ярославский НПЗ им. Менделеева, Новокуйбышевский ЗМП, МОПЗ "Нефтепродукт". Существуют и так называемые мини-заводы, которые находятся в непосредственной близости от нефтяных месторождений, принадлежащих как крупным ВИНК, так и независимым нефтяным компаниям и переработчикам.

По структуре выпуска нефтепродуктов Россия сильно отличается от развитых стран. Если производство отечественного мазута превышает выпуск бензина в 1,8 раза, то, например, в Японии, наоборот, бензина выпускается в 1,2 раза больше, чем мазута, в Великобритании - в 2 раза, в Германии - в 2,2 раза, а в Канаде - в 6,2 раза.

С начала 90-х годов мощность первичной переработки в России постоянно падала, а потенциально возможный объем вторичной переработки оставался практически без изменения. Кроме того, большая часть оборудования была введена в строй в 50-70-х гг., а последние серьезные инвестиции пришлись на 80-е гг. На сегодняшний день отрасль требует огромных вложений, однако финансирование нефтепереработки ведется по остаточному принципу, а 70% вложенных в НПЗ средств направляется на проведение ремонтов для банальной поддержки работы оборудования заводов.

В 2002 г. ЛУКОЙЛ оставался лидером по объему нефтепереработки. Объем первичной переработки нефти на НПЗ компании составил 33,9 млн т (без учета 7,7 млн тонн на зарубежных заводах компании), или 19,3% от суммарной переработки российскими нефтяными компаниями, это на 15% больше показателя 2001 г.

В структуру ЛУКОЙЛа входят 7 крупных нефтеперерабатывающих предприятий, 4 из которых расположены на территории России: Пермский НПЗ, Волгоградский НПЗ, Ухтинский НПЗ и НОРСИ в Нижнем Новгороде. Остальные предприятия находятся в Восточной Европе: на Украине - ОАО "ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ", в Румынии АО "Петротел-ЛУКОЙЛ" и в Болгарии - "ЛУКОЙЛ-Нефтохим Бургас" АД. Компания также использует и другие НПЗ в России для переработки нефти по договорам. Тем самым по мере необходимости компания получает дополнительные мощности. К числу таких НПЗ относятся Московский НПЗ и "Салаватнефтеоргсинтез" в Башкортостане.

Одной из главных стратегических задач ЛУКОЙЛа является увеличение производства продуктов глубокой переработки нефти, соответствующих европейским и международным стандартам качества. До 2010 г. ЛУКОЙЛ собирается завершить полномасштабную модернизацию российских и зарубежных перерабатывающих производств. В результате глубина переработки на принадлежащих компании НПЗ увеличится с нынешних 85-87% до 95%.

Ближайший конкурент ЛУКОЙЛа - ЮКОС - переработал в 2002 г. 30,8 млн т нефти, что составило 17,7% от всего объема нефтепереработки в России, прирост по сравнению с 2001 г. составил 7%. Увеличение доли переработки в конечную продукцию является стратегической линией деятельности компании, так как именно это направление приносит компании дополнительную прибыль, компенсирующую повышение затрат на добычу сырья. Постоянное внимание уделяется повышению качества и экологических характеристик выпускаемых нефтепродуктов. Еще в 1996 г. ЮКОС стал первой в России компанией, полностью отказавшейся от выпуска этилированных бензинов; сегодня ни один из выпускаемых бензинов не содержит добавок свинца. Дизельное топливо, производимое нефтеперерабатывающими заводами ЮКОСа, содержит не более 0,2% серы - это один из лучших показателей для российских НПЗ.

Третье место занимает "Башнефтехим", имея долю в общероссийской нефтепереработке 11,1%. Первичная переработка на заводах компании составила в прошлом году 19,4 млн тонн. На четвертое место по объему нефтепереработки среди российских нефтяных гигантов в 2002 г. вышел "Сургутнефтегаз" с объемом первичной переработки на уровне 14,7 млн тонн, оттеснив на пятое место "Славнефть" (11,8 млн тонн).

Таблица 2.4.

Первичная переработка нефти по компаниям России (тыс. тонн) 20



Компания

2001 г.

2002 г.

Прирост, %

В % к России

ЛУКОЙЛ

29242

33743

15,4

19,3

Волгоградский НПЗ

8287

8382

1,1

4,8

ПермНОС

10711

11081

3,4

6,3

НижегородНОС

6731

10589

57,3

6,1

Ухтинский НПЗ

3513

3634

3,4

2,1

СИДАНКО ("Крекинг" г. Саратов)

3758

4636

23,4

2,7

Сибнефть (Омский НПЗ)

13258

13263

0,0

7,6

ТНК

14552

14056

-3,4

8,0

Рязанский НПЗ

10489

10217

-2,6

5,8

ОрскНОС

4063

3839

-5,5

2,2

Славнефть

11442

11800,3

3,1

6,8

ЯрославНОС

11216

11602

3,4

6,6

Ярославский НПЗ

226

198,3

-12,3

0,1

Роснефть

7308

8347

14,2

4,8

Туапсинский НПЗ

3514

3939

12,1

2,3

Комсомольский НПЗ

3794

4408

16,2

2,5

ЮКОС

28690

30872

7,6

17,7

Куйбышевский НПЗ

5110

5837

14,2

3,3

Сызранский НПЗ

4710

4655

-1,2

2,7

Н.-Куйбышевский НПЗ

6653

6994

5,1

4,0

Ачинский НПЗ

4977

5129

3,1

2,9

Ангарская НХК

7240

8257

14,0

4,7

Сургутнефтегаз (КиришиНОС)

15793

14752

-6,6

8,4

Группа Альянс (Хабаровский НПЗ)

2498

2700

8,1

1,5

Краснодарэконефть

1283

1141

-11,1

0,7

МНК (Московский НПЗ)

9826

9130

-7,1

5,2

Башнефтехим

20287

19404

-4,4

11,1

Уфимский НПЗ

7874

7480

-5,0

4,3

Уфанефтехим

6337

6496

2,5

3,7

Ново-Уфимский НПЗ

6076

5428

-10,7

3,1

Татнефть (Нижнекамскнефтехим)

5607

5087

-9,3

2,9

СалаватНОС

5958

5809

-2,5

3,3

Всего по ВИНК

129650

136556

5,3

78,1

Всего по прочим производителям

39851

38181,7

-4,2

21,9

Всего по России

169501

174738

3,1

100,0



Наиболее амбициозные планы по освоению рынка нефтепереработки имеют ЛУКОЙЛ, ЮКОС и "Сибнефть"; первые две намерены расширить нефтеперерабатывающие мощности и сбыт в Европе, а "Сибнефть" решила форсировать внутренний рынок. Рост добычи создает базу для развития переработки и сбыта, поэтому "Сибнефть" планирует увеличить объемы реализации нефтепродуктов внутри страны и намерена существенно расширить свое присутствие в регионах Сибири и Центральной России. По мнению руководства компании, реализация нефтепродуктов на внутреннем рынке позволяет получать большую норму прибыли, чем экспортные операции.

Рис. 2.14. Глубина переработки нефти21



К 2005 г. ЛУКОЙЛ планирует увеличить продажи нефтепродуктов на 70%, и в первую очередь за рубежом, в компании большие надежды возлагают на покупку активов на Балканах и в Центральной Европе, что значительно усилит позиции компании.

Кроме того, компания начала строительство терминала по перевалке нефтепродуктов мощностью 10,75 млн тонн в порту Высоцк (Ленинградская область), который позволит увеличить поставки в Западную Европу и США. Также нефтяной гигант ввел в эксплуатацию первый пусковой проект магистрального нефтепродуктопровода Пермь - Андреевка, который соединит Пермский НПЗ с системой государственной компании "Транснефтепродукт". Фактически это первый в России частный нефтепродуктопровод.

ЮКОС намерен приобрести акции нефтеперерабатывающего завода BayernOil и сеть автозаправок в Германии, что позволит получить значительную долю немецкого рынка, который многие эксперты оценивают как наиболее емкий в Европе.

Стремление увеличить объемы переработки не только связано с экспортными ограничениями сырой нефти, но и диктуется чисто экономическими преимуществами. В первую очередь, в России нефтяные компании могут развивать потребление собственной продукции - резервы по добыче еще достаточно велики, и потенциал роста достаточно большой.

Тут самая выигрышная и самая емкая сфера - нефтехимия. Предпосылки для развития этой сферы есть у тех ВИНК, у которых обширная нефтепереработка. Например, "Славнефть", "Сургутнефтегаз", "Роснефть" имеют достаточно совершенные мощности на ряде своих заводов, а остальные реконструируют по последнему слову техники, разрабатывают обширную инвестиционную программу в части вложений в непрофильные активы.

Рис. 2.15. Структура производства нефтепродуктов в России, 2002 год22.

Рис. 2.16. Производство топлив ведущими российскими нефтяными компаниями, 2002 год23.

Средняя глубина переработки нефти на российских нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) составляет 63-65% (на НПЗ США -около 90%, на лучших американских и японских НПЗ доходит до 98%). Низкий выход наиболее ценных продуктов переработки, и их низкое качество в соответствии с требованиями, предъявляемыми к нефтепродуктам на мировых рынках (например содержание серы в дизельном топливе) делает относительно невысокой среднюю рыночную цену "корзины" нефтепродуктов, получаемых в нашей стране из 1 тонны нефти (при высокой доле мазута в структуре российской нефтепереработки цена этой "корзины" на мировом рынке оказывается примерно на 20-25% меньше цены 1 тонны сырой российской нефти), что также объясняет стремление российских нефтяных компаний продавать больше сырой нефти на экспорт. Плохо отбензиненный российский мазут продается на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива, то есть примерно на треть ниже цен сырой нефти. Операторами на рынке нефтепродуктов покупающими российский мазут, как правило являются ведущие нефтяные ТНК, которые при вторичной переработке из него дополнительно получают легкие фракции, при продаже которых второй раз извлекают ценовую ренту, причем из нефтяных ресурсов добываемых в России, и которую безвозвратно теряют российские нефтяные компании.

В связи с тем что нефтепереработчики в странах бывшего Советского Союза (и прежде всего в России) не добились значительных подвижек в деле модернизации мощностей своих НПЗ за последнее десятилетие, в структуре выпускаемой продукции остается избыток более тяжелых компонентов, главным образом мазута. Предполагается достаточная обеспеченность НПЗ сырьевой нефтью, поэтому спрос на бензин в России может быть удовлетворен без его импорта; в существующих условиях это приводит к большому избытку экспортной продукции (так, в 2002 г. в дальнее зарубежье было отправлено 72,5 млн. т, а поставки в 2005 г. оценивается в 75,5 млн. т), причем большую долю в структуре экспорта занимают более тяжелые нефтепродукты.

Фундаментальное допущение КЭРА на перспективу состоит в улучшении экономических показателей инвестирования в российские НПЗ до момента, после которого нефтяники страны начинают выделять значительные средства на модернизацию предприятий перерабатывающей отрасли для общего "осветления" структуры производимой на заводах продукции. Это ведет к постепенному сокращению экспорта нефтепродуктов из России, поскольку как объемы нефтепереработки, так и структура производства начинают все больше согласовываться с характером внутреннего спроса. Но в силу действия ряда факторов (включая ограничения в нефтяном экспорте) объемы первичной перегонки в России, видимо, будут оставаться большими: потребление нефти на НПЗ достигнет в 2004 г. максимума на уровне 208,6 млн. т (4,22 млн. брл/сут), включая подачу 194,3 млн. т на НПЗ и 14,3 млн. т по другим категориям (таким как потери на промыслах и на транспорте, прямое потребление на собственные нужды и др.). В результате российский экспорт нефтепродуктов также должен оставаться повышенным. Поставки за пределы СНГ, как ожидают, в 2004 г. тоже достигнут максимума, свыше 82 млн. т, но затем после 2006 г. начнут сокращаться. Они по прогнозам составят 58,1 млн. т к 2010 г. и 46,5 млн. до 2020 г. Экспорт нефтепродуктов из стран Прикаспия имеет гораздо более низкие стартовые позиции (в последние годы – от 6 до 8 млн. т/год) и демонстрирует умеренный рост; лидером его почти исключительно является Туркмения, стратегия которой, как считают, нацелена на преимущественный экспорт нефтепродуктов, а не нефти. Вывоз продуктов переработки из Казахстана также должен немного возрасти в следующем десятилетии, что в большой мере обусловлено текущей модернизацией завода в Атырау (б. Гурьевский НПЗ) и ограниченностью рынка нефтепродуктов в самом Казахстане.

Ожидают, что российский экспорт нефтепродуктов будет и далее следовать последним тенденциям, т.е. 65 – 70 % вывоза через наливные терминалы на Балтийском море, а большая часть остальных объемов – по черноморскому направлению. С учетом расширения объектов экспорта на Балтике, географии размещения НПЗ в России и перегрузки турецких проливов, балтийское направление должно со временем обеспечивать все большую часть отгрузки российских нефтепродуктов на экспорт. Продукты переработки из стран Прикаспия поступают на экспорт в направлениях Черного моря и по ряду других, например в Иран, Грузию, Армению или на более дальние расстояния по суше – в Китай (из Казахстана и Туркменистана).

Для того чтобы выстроить прогнозы экспорта нефти по разным направлениям и районам в соответствии с четырьмя разными сценариями, КЭРА начинает эту работу с оценки совокупных объемов отгрузки из России, Казахстана и Азербайджана по базовому и повышенному вариантам прогнозирования. Количественные показатели получают вычитанием потребления (например, объемов поставок на внутренние НПЗ и по прочим категориям) из добычи с представлением всех этих результатов в обзорных балансовых электронных таблицах (ЭТ).

Далее, на основе ретроспективных данных24 были получены оценки экспорта за анализируемые годы с учетом различных действующих и ожидаемых в будущем направлений экспорта. В результате были получены базовый и повышенный прогнозы экспорта для всех четырех рассматриваемых стран.

Следует отметить, что в отношении ретроспективных данных совокупные показатели экспорта, получаемые на основе национальных балансовых сводок, не всегда в точности соответствовали общим значениям, вычисляемым путем суммирования объемов по различным направлениям экспорта. Ничего необычного в этом нет, поскольку при сведении итогов используются две категории данных – это государственная статистика по объемам экспортной торговли на основе сведений из таможни, тогда как данные по конкретным направлениям экспорта формируются исходя из статистики транспорта и логистики. Такая проблема особенно заметно обострилась в начале 90-х годов, когда системы сбора данных и отчетности постоянно менялись и значительные объемы транспортируемой нефти оставались неучтенными.

Наконец, полученные прогнозы по отдельным странам объединялись с выделением четырех возможных сценарных вариантов (основного базового, сверхвысокого, базового повышенного и высокого базового) с формированием общих прогнозов экспорта. В отдельных случаях такая процедура приводила к появлению несоответствий (например, суммарный экспорт через Новороссийск за конкретный год мог превышать ожидаемую пропускную способность терминала). Однако в ходе последовательных итераций такие аномалии устранялись.

КЭРА также создала две таблицы, дающие (для основного и сверхвысокого сценариев) общую картину изменения возможностей экспорта во времени по важнейшим направлениям отгрузки, а также по нефтепроводу Атырау – Самара, связывающему основной район добычи в Казахстане с российской системой "Транснефти". Даются также сведения об использовании мощностей по каждому терминалу и трубопроводу.

Ниже приведены данные, отражающие допущения для различных направлений экспорта.

  • Черноморское направление. Экспорт нефти через Новороссийск, составивший в 2003 г. 48,1 млн. т, как считают, может быть расширен к 2005 г. почти до 55 млн. т, а в последующие годы даже еще немного больше, при необходимости достигая верхнего предела около 60 млн. т (что отражено в некоторых сценарных сочетаниях). Такой вывод основан на имеющейся у КЭРА информации в отношении планов расширения мощностей, полученной от представителей Новороссийского порта. Здесь также должно учитываться увеличение пропускной способности трубопроводного транспорта (новые лупинги) на участке системы "Транснефти" от Тихорецка до Новороссийска.

После 2010 г. по всем сценариям ожидается постепенное снижение объемов экспорта российской нефти через Новороссийск в связи с выходом нефтедобычи страны на максимум и появлением новых направлений экспорта. С начала 2010 г. доля казахской нефти, отгружаемой через Новороссийск, начинает расти. Почти во всех сценарных сочетаниях (за исключением высокого для России и низкого для Каспия) через этот порт в 2020 г. будут отправлять почти столько же казахской нефти, сколько и российской. Подобный вывод получен на основании того, что во всех сценариях исходят из предположения о дальнейшем поэтапном расширении трубопроводного коридора Атырау – Самара. Представляется очевидным, что это потребует не только укладки новых ниток и увеличения мощностей НС, но в конечном счете и прокладки параллельной трассы. Помимо этого реконструкции также потребует участок системы "Транснефти" между Самарой и Тихорецком.

Экспорт через Туапсе и Одессу (последний порт уже в большой мере используется для отгрузки нефти Казахстана) в различных сценариях радикально не меняется, и в большинстве случаев требуется лишь небольшое расширение мощностей по одесскому направлению. В двух сценариях для России предполагается дальнейшее использование нового украинского терминала в Пивденном (б. Южном) для экспорта российской (и казахской) нефти.

Нефтепровод Баку – Супса и соответствующий терминал по пропускной способности остается более-менее стабильным, в пределах 7,5 – 12 млн. т (для достижения верхнего предела потребуется некоторое расширение мощностей), в зависимости от конкретного сценария, и это направление служит для отгрузки только азербайджанской нефти.

Экспорт по системе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), как ожидают, может быть расширен в 2006 – 2008 гг. сверх первоначально заложенного объема 28 млн. т/год, когда пропускная способность трассы реально увеличится. Перемычка между системами "Транснефти" и КТК может быть создана в 2006 г. (повышенный вариант) или в 2012 г. (базовый случай), после чего первоначально в систему может поступать 2 – 3 млн. т российской нефти с последующим увеличением объемов до 15 млн. т/год, как следует из повышенного сценария для нефтедобычи в России. Расширение системы за пределы 28 млн. т, как рассчитывают, может быть обеспечено беспроблемно, и к 2010 г. или в ближайшие последующие годы система КТК заработает с нагрузкой, приближающейся к полной проектной – 67 млн. т/год.

Дорогостоящие поставки в железнодорожных цистернах до черноморских портов (Батуми, Новороссийск, Феодосия и др.) будут в целом сокращаться после выхода примерно на 18 – 19 млн. т/год к 2005 г. (включая Батуми), хотя в сценариях повышенного роста они могут оставаться на высоких отметках вплоть до 2011 г.

  • Балтийское море. Балтийская трубопроводная система (БТС) с конечным пунктом в Приморске была расширена в середине 2003 г. до 18 млн. т/год против 12 млн. т, и затем до конца года ее пропускная способность достигла 30 млн. т. На середину 2004 г. ожидают дальнейшего увеличения этого показателя до 42 млн. т/год. В конце 2005 г., как намечает Минэнерго РФ, конечная пропускная способность КТК должна достичь 62 млн. т/год. На этот счет мнение экспертов КЭРА таково: производственные мощности в Приморске могут действительно выйти на отметку 62 млн. т в 2006 г. (в повышенном варианте), тогда как в сочетании пониженных сценариев для России и стран Каспия говорится о расширении к этому сроку всего до 50 млн. т/год. Экспортные поставки через Вентспилс (в 2003 г. они осуществлялись только по железной дороге), как предполагают, вновь будут переведены на железнодорожный транспорт в 2004 – 2005 гг. В Бутинге мощности уже расширены до 12 млн. т/год, и предполагается их дальнейшее небольшое увеличение до 15 млн. т (в 2008 г., согласно повышенному варианту). Таковое возможно даже несмотря на завершение работ в Приморске и обусловлено повышенным вниманием к общему расширению мощностей экспорта. В базовом сценарии для России говорится о спаде грузоперевозок через Вентспилс после 2010 г., что связано с медленным, но неуклонным сокращением экспорта российской нефти. В повышенном сценарии для каспийской добычи Вентспилс наряду с Приморском и прочими портами на Балтике частично переориентируются на казахскую нефть после 2010 г.

  • Система "Дружба". Экспорт российской нефти (и отчасти казахской) через магистральный нефтепровод "Дружба" растет в обоих сценариях относительно медленно и в весьма узких пределах. Такая слабая динамика объясняется тем, что показатели рассчитывают на основе прогнозного спроса в каждой стране-импортере при различных и непостоянных допущениях в отношении степени влияния экспортных поставок на некоторые рынки (прежде всего Польши) по другим направлениям.

Экспорт российской нефти через хорватский терминал в Омишале через систему "Дружба" предположительно начнется в 2005 г., но в пониженном сценарии будет оставаться довольно вялым, в пределах всего 5 – 6 млн. т/год, т.е. задействован будет только первый этап проекта. Тем не менее по высокому сценарию для России из-за актуальности расширения мощностей экспорта мы предполагаем увеличение показателя до 10 млн. т/год, т.е. реализацию второго этапа увеличения пропускной способности этого направления. В целом мы весьма пессимистично относимся к перспективам значительного расширения по указанному проекту, и причины таковы: 1) развитие альтернативных вариантов маркетинга, например Мурманской системы в повышенном сценарии; 2) значительные дополнительные затраты, сопряженные с расширением после первого этапа на участке между системами "Дружба" и "Адрия"; 3) для обеспечения проекта потребуется развитие трубопроводной инфраструктуры в странах б. СССР.

  • Трубопроводы из Восточной Азии в Китай. В обоих российских сценариях – повышенном и базовом (низком) – мы исходили из допущения о доведении дела до конца со строительством объектов восточного направления от Ангарска, первоначально до Дацина в Китае. Второй этап расширения системы вполне возможен, особенно в базовом [повышенном?] сценарии, и он предусматривает более высокие объемы нефтедобычи в Восточной Сибири. Несмотря на существующие трудности в реализации указанного проекта, мы считаем, что он будет осуществлен в силу: 1) возможностей рынка и действующего межгосударственного соглашения с КНР; 2) малых затрат по сравнению с альтернативными проектами экспорта (при этом Китай обеспечивает значительную часть затрат по проекту); 3) интереса государства и отрасли к освоению запасов в Восточной Сибири, что без указанной трубопроводной системы просто недостижимо. По первоначальным планам эту магистральную систему предусматривалось ввести в строй уже до конца 2005 г. Теперь стало ясно, кто сроки его реализации растянутся, причем значительно – по меньшей мере до 2010 г. в базовом сценарии или раньше (2008 г.) в варианте повышенного роста. По обоим сценариям первоначально предусматривается загружать магистраль западносибирской нефтью, но затем по мере освоения запасов наращивать объемы продукции из Восточной Сибири.

Впервые при таком анализе мы также включили в общую канву рассмотрения трубопровод из Казахстана до Китая, реализуемый в несколько этапов, начиная с линии из Атасу до пограничного пункта Алашанкой в 2006 г.

  • Мурманский трубопровод. Этот проект, похоже, имеет худшие перспективы, чем восточноазиатская система, в силу как политики в области трубопроводного транспорта, так и более высоких инвестиционных потребностей. В базовом (пониженном) сценарии мы даже не рассматриваем этот проект как реальный из-за снижения объемов нефтедобычи и экспорта. В пониженном сценарии мы рассчитываем на сооружение только небольшого перевалочного терминала в районе Мурманска. Тем не менее в повышенном сценарии по причине более высоких показателей нефтедобычи и расширения экспорта Мурманский трубопроводный проект может быть в 2014 г. завершен, хотя и гораздо позднее нашего первоначально ожидаемого срока.

  • Иран. Во всех сценариях пониженного роста небольшие в настоящее время объемы экспорта туркменской, казахской и теперь российской нефти увеличиваются медленно, но постоянно, что позволяет загружать недавно построенный 28-дюймовый (710 мм) нефтепровод по направлению Нека – Тегеран. Однако эту линию вряд ли можно будет загрузить до проектных 18 млн. т/год раньше, чем в 2010 – 2011 гг., даже в повышенном варианте для стран Каспия. В базовом сценарии для указанного региона встречные поставки с Ираном могут стабилизироваться только на уровне 5 – 6 млн. т, тогда как в повышенном варианте иранские потоки возрастают до 28 млн. т/год.

КЭРА оставляет открытым вопрос об альтернативности, т.е. могут ли сохраниться такие объемы поставок в Неку морским путем или же возобладают экономико-политические факторы, стимулирующие строительство предлагаемого нефтепровода, связывающего Казахстан с Ираном через Туркменистан.

Объемы каспийской нефти будут первоначально поступать в Иран на основе "своппинга", т.е. встречных поставок, так же как и сейчас, при этом каспийский грузоотправитель получает эквивалентные (скорректированные по качеству) объемы нефти (за вычетом платы за своппинг) из Персидского залива. В дальнейшем такие договоренности также могут оставаться в силе, так как в противном случае для Ирана может оказаться выгоднее покупать нефть напрямую по ценам, при которых грузоотправители на Каспии потеряют интерес к такому варианту по сравнению с встречными поставками. В базовом сценарии КЭРА все импортируемые объемы каспийского импорта должны поступать на иранские НПЗ, сначала в Рее, а затем, возможно, и в Тебризе (особенно в отношении азербайджанской нефти).

  • Восточная Азия. В обоих сценариях предполагается, что добываемая на Сахалине и в Восточной Сибири нефть (за вычетом небольших, растущих со временем отборов для нужд местных российских НПЗ) будет экспортироваться на восток с использованием новой инфраструктуры. КЭРА пока не указывает трасс и рынков для этих объемов.

  • Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД). По существующим планам магистральный нефтепровод БТД должен быть пущен в 2005 г. по обоим сценариям. В зависимости от прогнозируемого варианта, подача по системе будет постепенно нарастать, приближаясь к проектной 50 млн. т/год (1 млн. брл/сут) либо уже в 2009 г., либо позднее, к 2015 г. Помимо азербайджанской, в общем потоке будут присутствовать ограниченные объемы другой нефти (прежде всего казахской, но также и российской с шельфа Каспия и туркменской с площади Кяпаз/Сердар). В сценарии максимального роста расширение пропускной способности системы позволит довести ее до 60,6 млн. т в 2015 г., и в общем объеме поток неазербайджанской нефти может доходить к этому году до 15,5 млн. т. После 2015 г. в результате сокращения добычи в Азербайджане система БТД будет все шире использоваться для перекачки нефти из других стран. В соответствии с повышенным сценарием для нефтедобычи на Каспии поставки казахской нефти по БТД достигают к 2020 г. 13,5 млн. т/год, и тогда определенные ее объемы могут уже поступать и в транскавказскую нефтепроводную сеть.

Инвестиционная привлекательность российских нефтяных компаний определяется прежде всего мировыми ценами на нефть. Если они будут находиться на высоких уровнях, тогда корпорации смогут показать хорошие прибыли и выплатить акционерам большие дивиденды. Если же цены на нефть пойдут вниз, то ситуация может в корне поменяться, и тогда акции именно нефтяных компаний станут первыми претендентами на то, чтобы стать аутсайдерами рынка.

Впрочем, на сегодняшний день большинство экспертов предсказывают вполне благоприятную для России ценовую динамику на мировых рынках энергоносителей. Согласно консенсусу аналитиков, цены на нефть в этом году не выйдут за пределы ценового диапазона 22-25 долл. за баррель. Такой уровень позволяет рассчитывать на то, что у нефтяников останется достаточно средств, чтобы подготовиться к возможному снижению нефтяных котировок в будущем году.

Как говорят участники рынка, для того чтобы у нефтяников не возникало проблем с инвестиционными ресурсами для собственного развития, цены на сырье должны держаться выше 16 долл./барр. Снижение до этого уровня, конечно, тоже не будет означать "мгновенной смерти" отрасли, просто вложения в разведку и разработку новых месторождений придется урезать, а с поглощениями, возможно, вообще повременить.

Акции нефтяных компаний изначально были лидерами рынка. "Нефтянка" превосходит другие сектора и по капитализации, и по ликвидности. Такое положение объясняется исключительной важностью этой отрасли для экономики страны и появлением нефтяных компаний-гигантов, которые превосходят по размерам любые другие российские компании.

Рис. 3.10. Капитализация нефтяных компаний. 25

Когда российские нефтяные компании сравнивают с зарубежными аналогами, аналитики обычно говорят о том, что в России все дешевле. Судя по сравнительным коэффициентам, таким как, например, стоимость одного барреля запасов нефти в долларах рыночной капитализации или одного барреля добытой нефти, российские нефтяные компании торгуются со значительным дисконтом.

Если взглянуть на десятку крупнейших частных нефтяных корпораций мира по запасам нефти и объемам ее добычи, то можно сразу заметить, что, хотя российские компании сравнимы по величине с западными, стоят они в разы меньше. Например, капитализация крупнейшей российской компании ЛУКОЙЛ составляет около 15,9 млрд долл., тогда как стоимость той же ConocoPhlips, запасы которой в 2,6 раз меньше, а добыча отстает на 60%, превышает стоимость ЛУКОЙЛа в два с лишним раза.

Рис. 2.17. Сравнительная стоимость нефтяных компаний26



Все это говорит о том, что инвесторы, в особенности иностранные, при покупке акций российских нефтяных компаний пока оценивают риски работы в России достаточно высоко. Возможно, с получением Россией международного кредитного рейтинга на уровне Investment Grade на наш фондовый рынок придут серьезные игроки, которые пока не готовы рисковать.

Впрочем, диспропорции наблюдаются и на российском рынке. Лидерство по капитализации удерживает ЮКОС, который не является самой большой компанией ни по добыче, ни по запасам. И лишь затем - ЛУКОЙЛ, капитализация которого явно занижена по сравнению даже с российскими аналогами.

Таблица 2.5

Сравнительная инвестиционная привлекательность российских нефтяных компаний27

Компания

MCAP*

Выручка 2002, млрд долл.

Прибыль 2002, млрд долл.

MCAP / Добыча**

MCAP / Запасы***

P/S

P/E

ЛУКОЙЛ

15,9

15,3

2,0

9,9

0,82

1,04

7,95

ЮКОС

28,8

11,37

3,06

20,6

2,27

2,53

9,4

Сургутнефтегаз****

14,6

6,3

1,7

15,3

2,22

2,32

8,59

Сибнефть

11,9

4,7

1,16

21,0

2,35

2,2

10,6

Татнефть****

2,62

4,1

0,4

4,3

0,39

0,5

5,3

ТНК

4,8

6,9

1,16

6,0

0,57

0,7

3,9

Башнефть****

0,5

1,4

0,2

1,9

0,35

0,3

2,3

Среднее по России

 

 

 

11,1

1,3

1,3

6,7

* - Капитализация (млрд долл.) на 16.06.2003

** - $ за барр./сут

*** - $ за барр.

**** - Прогноз финансовых результатов

Оценка по методу среднеотраслевых, конечно, не является самой достоверной и объективной, так как не учитывает множество таких факторов, как корпоративное управление и перспективы корпораций, или же их стоимость на основе дисконтированных денежных потоков, однако на ее основе все же можно сделать общие выводы о расстановке инвестиционных приоритетов. Самой дорогой компанией отрасли оказалась по среднему значению потенциала роста "Сибнефть" (-40%). Вероятно, это связано с перспективами для акционеров получить высокую цену акций в процессе слияния с ЮКОСом. Переоценка "Сибнефти", ЮКОСа и "Сургутнефтегаза" по сравнению с российскими аналогами, вполне возможно, не приведет к снижению котировок их акций, так как в сравнении с мировыми гигантами потенциал роста все еще остается.

Стоит заметить, что самая крупная российская компания (пока мы не учитывали ни создание ТНК-BP, ни "ЮкосСибнефть", так как сделки еще не завершены) ЛУКОЙЛ (+30%) оказалась одной из самых дешевых нефтяных корпораций на российском рынке. Скорее всего, в ближайшее время рынок устранит это противоречие, так как на то есть объективные причины: компания приняла программу реструктуризации, которая позволит сделать бизнес холдинга более прозрачным и привлекательным для инвесторов, а также повысить эффективность. Самым заметным результатом реализации данной программы стала продажа миноритарной доли в проекте Азери-Чираг-Гунешли.

Акции российских нефтяных компаний обращаются не только на отечественном фондовом рынке. Большинство корпораций имеют программы АДР, что позволяет покупать бумаги иностранным инвесторам. Наиболее значимой для российских эмитентов является Лондонская фондовая биржа (London Stock Exchange), так как именно там по бумагам отечественных компаний проходят наибольшие объемы торгов.

На Лондонской фондовой бирже в настоящее время торгуются депозитарные расписки 106 эмитентов, которые разделены на три группы по странам Азии, Центральной и Восточной Европы, Средиземноморья. Согласно официальным данным Лондонской фондовой биржи, самыми ликвидными в своей группе являются ценные бумаги ЛУКОЙЛа.

Общий объем торгов ценных бумаг эмитентов из Центральной и Восточной Европы в январе 2003 г. составил 2,5 млрд долл., из них 36,6% - это депозитарные расписки ЛУКОЙЛа, что в стоимостном выражении составляет 917 млн долл. Кроме того, акции ЛУКОЙЛа занимают второе место по объемам торгов на британском рынке среди ценных бумаг иностранных компаний.

Показательна динамика роста интереса к ценным бумагам ЛУКОЙЛа. Если в сентябре 2002 г. инвесторы купили акций компании на 365 млн долл., то в январе этого года эта цифра выросла до 917 млн долл., то есть с сентября по январь интерес к ценным бумагам ЛУКОЙЛа увеличился в 2,5 раза.

Показатели рентабельности, операционного денежного потока и качества активов "Роснефти" соответствуют средним по российскому нефтяному сектору. Однако, учитывая, что "Роснефть" отстает по размерам активов от представителей "большой тройки" (ЛУКОЙЛ, ЮКОС/Сибнефть и ТNK-BP), амбициозная стратегия роста компании в большей мере отражается на ее финансовых характеристиках. Коэффициенты кредитоспособности у "Роснефти" - одни из наиболее низких в отрасли, так как ее долговая нагрузка - самая высокая.

Таблица 2.6.

Сравнение ОАО "НК "Роснефть" с другими предприятиями отрасли

млн долл.

ОАО "НК "Роснефть"

OAO "ЛУКОЙЛ"

TNK-BP

OAO "НК "ЮКОС"

OAO "Сибирская Нефтяная компания"

ОАО "Татнефть"

Кредитный рейтинг компании *

B/ Негативный/-

BB/ Стабильный/-

BB-/ Позитивный/-

BB-/ CW Негативный/-

B+/ СW Развивающийся/-

B/CW Негативный /-

Доказанные запасы нефти, млн т

437

2 090

1 288

1 891

635

838

Эквивалент в млн барр.

2 724

15 258

9 400

13 734

4 575

5 972

Добыча нефти, млн т

16,1

79,8

55,0

69,5

26,3

24,9

Эквивалент в тыс. барр./сутки

326

1 618

1 115

1 392

537

485

Совокупная мощность по нефтепереработке, млн т/год

9,7

58,0

51,2

40,5

19,2

0,0

Объем нефтепереработки на собственных НПЗ, млн т/год

8,4

41,7

26,2

32,9

13,3

0,0

Отношение объема нефтепереработки к объему добычи), %

51,9

52,3

47,7

47,3

50,5

0,0

Чистая выручка (без уплаченных акцизов и таможенных пошлин)

2 679

13 338

8 217

10 000

4 300

4 200

Прибыль до налогов, процентов и амортизации (EBITDA)

866

3 418

2 709

4 043

1 918

931

Прибыль до процентов и налогов (EBIT)

584

2 594

2 048

3 584

1 508

674

Чистая прибыль

324

1 843

1 380

3 058

1 161

497

Операционный денежный поток до изменения оборотного капитала (FFO)

545

2 564

2 143

3 975

1 608

558

Операционный денежный поток

479

2 396

2 032

2 967

1 286

491

Чистый операционный денежный поток (после капиталовложений)

91

324

Н/Д

1 704

327

79

Совокупная задолженность

1 466

4 668

3 263

540

2 237

983

Чистая задолженность

1 187

3 852

2 311

(442)

1 618

761

Доля краткосрочного долга в % от совокупной задолженности

19,4

38

37,2

22,4

25,9

53,2

Рентабельность по EBITDA, %

32,3

25,6

33

40,4

44,6

22,2

EBITDA в расчете на 1 барр. добытой нефти, долл.

7,3

5,8

6,7

8,0

9,8

5,3

Рентабельность по EBIT, %

21,8

19,4

24,9

35,8

35,1

16,0

FFO/ совокупная задолженность, %

37,2

54,9

65,7

736,1

71,9

56,8

Операционный денежный поток/ совокупная задолженность, %

32,7

51,3

62,3

549,4

57,5

49,9

Чистый операционный денежный поток/ чистая задолженность, %

7,7

8,4

Н/Д

(385,5)

20,2

10,3

Покрытие процентных выплат (брутто) за счет EBITDA, раз

6,7

12,7

7,8

63,2

15,5

7,5

Покрытие процентных выплат (брутто) за счет EBIT, раз

4,5

9,6

5,9

56,0

12,2

7,5

*По состоянию на 22 января 2004 г. Н/Д - нет данных.

2.2.2. Нефтепереработка и сбыт нефтепродуктов

Позитивные особенности деятельности "Роснефти" - высокая доля экспорта в структуре продаж и интеграция в нефтепереработку.

Экспорт обеспечивает более высокую рентабельность, поступление валютной выручки и возможность привлекать обеспеченные кредиты иностранных банков. Поддержанию высокой доли экспорта нефти и нефтепродуктов в структуре продаж (соответственно 50 и 55% в 2002 г.) способствует близость производственных мощностей компании к морским портам. Сахалинские нефтепромыслы не зависят от "Транснефти", их нефть поступает на собственный морской нефтеналивной терминал "Роснефти". Экспортные поставки "Северной нефти" осуществляются через сравнительно короткий нефтепровод, а далее - по железной дороге до порта Архангельск. "Роснефть" планирует воспользоваться своей квотой на прокачку 3 млн т нефти по системе "Каспийского трубопроводного консорциума" (КТК) и тем самым увеличить экспорт северокавказской нефти. Туапсинский НПЗ расположен неподалеку от морского порта, что существенно улучшает экономическую эффективность и логистику экспорта нефтепродуктов.

Вертикальная интеграция в нефтепереработку позволяет избежать продажи нефти на внутреннем рынке по крайне невыгодным ценам и обеспечивает прямую защиту от рисков, связанных с доступом к транспортной инфраструктуре. Продавать нефтепродукты на внутреннем рынке выгоднее, чем сырую нефть: их цены обеспечивают более высокую и стабильную маржу. Совокупные мощности по нефтепереработке составляют 9,9 млн т, что в 2002 г. соответствовало 61% объема добычи компании.

Компания имеет два крупных НПЗ - в Туапсе (мощностью 4,1 млн т) и Комсомольске-на-Амуре (мощностью 5,8 млн т), а также небольшой завод в Москве по производству горюче-смазочных материалов, деятельность которого малосущественна для кредитоспособности компании.

Местоположение Туапсинского НПЗ на Северном Кавказе весьма выгодно из-за близости, во-первых, к черноморскому порту, откуда его продукция может экспортироваться, во-вторых, к весьма активному рынку юга России.

Комсомольский НПЗ, находящийся на Дальнем Востоке, получает сырье с сахалинских месторождений (по собственному нефтепроводу "Роснефти") и из Западной Сибири (по железной дороге, что обходится дороже). Преимущества географического положения этого НПЗ - возможность реализации продукции на дальневосточном рынке, где цены в целом выше, чем в среднем по России, а также экспорта в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Проблемой, однако, является небольшая емкость дальневосточного рынка, поскольку регион слабо заселен.

Риск для "Роснефти" заключается в том, что качество ее нефтеперерабатывающих мощностей ниже среднего по отрасли. Оба ее НПЗ достаточно старые и технически несовершенные; их продуктовый ряд значительно хуже, чем у зарубежных и даже российских конкурентов, они требуют значительных капиталовложений в модернизацию. Это снижает рентабельность нефтепереработки, поскольку тяжелые нефтепродукты намного дешевле, а их цены на внутреннем рынке менее устойчивы в сравнении с легкими нефтепродуктами.

На внутреннем рынке примерно две трети нефтепродуктов "Роснефти" продается оптом - преимущественно государственным организациям. Платежная дисциплина этих покупателей в последние годы значительно повысилась, однако снизилась диверсификация покупательской базы, что отражает низкий уровень добавленной стоимости продаваемой продукции и недостатки географического положения Комсомольского НПЗ, удаленного от наиболее плотно заселенных регионов страны. Справедливости ради следует отметить крупную, географически диверсифицированную маркетинговую и сбытовую сеть "Роснефти", которая включает 16 сбытовых предприятий (в Западной Сибири, на Дальнем Востоке, Северном Кавказе и севере России), обеспечивающих треть всех продаж.

Как и другие компании российского нефтяного сектора, "Роснефть" подвергается рискам, связанным с зависимостью от непрозрачной системы регулирования, а также жесткой конкуренцией с другими нефтяными компаниями за право доступа к экспортной трубопроводной системе.


2.2.3. Финансовые ресурсы и политика компании

Негативно можно охарактеризовать агрессивную и непредсказуемую финансовую и инвестиционную политику. У компании весьма амбициозные планы капиталовложений в расширение и развитие базы нефтепереработки и сбыта продукции, а также модернизации мощностей НПЗ. Ее стратегия роста также предусматривает активное приобретение новых активов. Производимые капиталовложения начнут приносить отдачу лишь в среднесрочной перспективе. Компания увеличивает заимствования в период высоких цен на нефть, но в случае ухудшения ценовой конъюнктуры возвращение долгов может оказаться проблематичным.

В 1-м полугодии 2003 г. прямой долг "Роснефти" увеличился с 1,47 млрд до 2,35 млрд долл. в результате приобретения новых активов. Ожидается, что в финансовой отчетности за 2003 г. капиталовложения и приобретенные активы в сумме превысят 1,4 млрд долл. Капиталовложения, запланированные на 2003-2006 гг., превышают величину текущего денежного потока, сгенерированного в благоприятных ценовых условиях 2002 г. Поэтому можно ожидать, что чистый денежный поток будет отрицательным, а долг еще более увеличится.

Кроме того, "Роснефть" проявляет склонность к забалансовому финансированию своих стратегических проектов, таких как проект "Севморнефтегаз" стоимостью 1 млрд долл. (в котором "Роснефти" принадлежит 50%) и проект модернизации Комсомольского НПЗ, оцениваемый примерно в 700 млн долл. (на сегодняшний день освоено 150 млн долл.).

Схемы финансирования без права оборота в России еще не проверены на практике и сопряжены с такими рисками, как слабость правовой системы и выборочное правоприменение.

Кроме того, "Роснефть" рискует нарушить новые ковенанты по еврооблигационному займу и банковскому долгу, установленные по договоренности с кредиторами после того, как в начале 2003 г., после приобретения "Северной нефти", компания нарушила прежние ковенанты. В связи со значительным увеличением объема задолженности в 2003 г. запас прочности в рамках коэффициентов, установленных новыми ковенантами, сокращается, поэтому не исключено, что при падении цен на нефть или в результате новых крупных приобретений "Роснефть" окажется не в состоянии выполнить эти условия.

Таблица 2.7

Коэффициенты, установленные новыми ковенантами по еврооблигационному займу ОАО "НК "Роснефть"

Врезка2

Указанные негативные моменты лишь отчасти сглаживаются успехами "Роснефти" в деле привлечения стратегических партнеров и реализации программ "забалансового" финансирования. По соглашению с индийской Oil and Natural Gas Corp. "Роснефть" переуступила этой компании 20-процентную долю участия в проекте разведки и разработки месторождений "Сахалин-1" с тем, чтобы та взяла на себя финансирование доли "Роснефти" в этом проекте, освободив "Роснефть" от денежных расходов, а также от геологических и инвестиционных рисков в период, пока месторождения не вступили в эксплуатацию. Использование "забалансового" финансирования новых проектов может помочь решению проблемы выполнения ковенантов, хотя полностью снять финансовые риски таким образом не удастся.

"Роснефть" уступает другим российским нефтяным компаниям в полноте раскрытия и своевременности представления финансовой информации. Как и другие предприятия отрасли, она составляет годовую отчетность в соответствии с US GAAP, пересчитывая данные отчетов, подготовленных по Российским стандартам бухгалтерского учета. Отчетность в формате US GAAP представляется со значительными задержками, что вообще характерно для российских нефтяных компаний. В 2003 г. "Роснефть" впервые представила полугодовую отчетность по US GAAP, которая не проверялась и не комментировалась аудитором, в то время как другие компании отрасли обеспечивают проверку своих промежуточных отчетов с 2001-2002 гг. "Роснефть" не включила в свою промежуточную отчетность отчет о прибылях и убытках. Финансовые показатели "Северной нефти" включаются в консолидированную отчетность с 30 июня 2003 г.

Ожидается, что свободный операционный денежный поток "Роснефти" будет отрицательным в результате реализации агрессивных инвестиционных планов компании. Показатели обеспеченности долговых обязательств денежными потоками у "Роснефти" хуже, чем у других российских нефтяных компаний, причем они ухудшаются в связи с быстрым ростом задолженности. Отношение денежного потока от операций до изменения оборотного капитала (FFO) к совокупной задолженности, составившее в 2002 г. 37%, в 2003 г., вероятно, снизится примерно до 30%. В случае ухудшения ценовой конъюнктуры компания может столкнуться с трудностями.

Генерируемый "Роснефтью" операционный денежный поток - не хуже, чем у ее ближайших конкурентов. В 2002 г. он увеличивался благодаря повышению рентабельности и снижению затрат по оборотному капиталу. Однако высокий рост капиталовложений и затраты на покупку новых активов в 2002-2003 гг. свели на нет позитивное влияние этого достижения на кредитоспособность.

"Роснефть" характеризуется высоким уровнем задолженности, который по-видимому будет и расти далее. Задолженность компании увеличилась до 2,3 млрд долл. на 30 июня 2003 г. против 1, 47 млрд долл. на 1 января 2003 г. и 910 млн на 1 января 2002 г. Расчеты менеджмента на то, что суммарная задолженность сохранится в конце 2003 г. на уровне 2,2-2,3 млрд долл., представляются реалистичными лишь при условии, что компания не будет участвовать в каких-либо крупных слияниях или поглощениях.

Таблица 2.8.

Основные финансовые показатели ОАО "НК "Роснефть"

Врезка3

2.2.4. Экономическая эффективность деятельности компании

В условиях благоприятной ценовой конъюнктуры 2000-2003 гг. показатели рентабельности "Роснефти" были высокими для ее рейтинговой категории и соответствовали средним для российского нефтяного сектора. В 2002 г. показатель EBITDA составил 866 млн долл. (32,2% от выручки) против 775 млн долл. в 2001 г., или 7,27 долл. в расчете на добытый баррель нефти против 7,03 долл. в 2001 г. Повышению рентабельности "Роснефти" в 2002 г. способствовали рост добычи и экспорта. Чистая прибыль, с поправкой на чрезвычайный доход от продажи в 2001 г. доли участия в сахалинском проекте, также возросла.

Ожидается, что в дальнейшем рентабельность "Роснефти" будет изменяться циклически. На нее, как и прежде, будут влиять внешние факторы, не зависящие от компании, такие, как:

  • цены на мировом рынке нефти: недавние попытки хеджирования, предпринятые компанией, едва ли позволят снять эту проблему, поскольку хеджирована лишь относительно небольшая часть продаваемой нефти, а правовая основа использования деривативов в России после кризиса 1998 г. представляется ненадежной;

  • доля экспорта в структуре продаж;

  • системно неустойчивый режим налогообложения в нефтяном секторе: судя по "делу ЮКОСа" и учитывая чрезвычайную зависимость экономики России от нефти, в то время как среднесрочный ценовой сценарий Standard & Poor's - 18-19 долл./барр.- приближается к уровню, при котором невозможно обеспечивать профицит федерального бюджета, можно предположить, что налоговое бремя нефтяных компаний будет расти;

  • увеличение затрат вследствие повышения курса рубля и роста регулируемых тарифов (например, на электроэнергию), опережающего инфляцию. Производственные издержки "Роснефти" - не лучше, чем в среднем по отрасли, и они продолжают расти.

Глава 3. Проектирование мероприяти маркетинговой стратегии для компании «Роснефть»

3.1. Swot-анализ деятельности компании

Анализ факторов внешней ОАО «НК «Роснефть» удобнее всего представить в виде таблиц (см. табл. 3.1, табл. 3.2.).

Таблица 3.1.

Анализ факторов внешней среды предприятия.

Факторы внешней среды

Оценка качества

Важность

5

4

3

2

1

Высшая

Средняя

Низкая

Факторы прямого воздействия:

1. Покупатели:

1.1. Крупные клиенты

+

+

1.2. Мелкие клиенты

+

+

1.3. Угроза неплатежа со стороны покупателя

+

+

1.4. Угроза потери покупателя

+

+

1.5. Важность появления нового покупателя

+

+

2. Конкуренты:

2.1. Преимущества

+

+

2.2. Слабость

+

+

2.3. Борьба с конкурентами

+

+

3. Поставщики:

3.1. Надежность

+

+

3.2. Необходимость поиска нового поставщика

+

+

3.3. Репутация

+

+

3.4. Цены поставок

+

+

4. Законодательная база:

4.1. Устойчивость законов, по которым работает фирма

+

+

4.2. Возможность появления новых законов

+

+

4.3. Субсидии

+

+

4.4. Налоги

+

+

Факторы косвенного воздействия:

5. Уровень социально-экономического развития

+

+

6. Уровень научно-технического развития экономики

+

+

7. Уровень научно-технической развития отрасли

+

+

8. Экономические кризисы внутри страны

+

+

Таблица 3.2.

Список основных угроз и возможностей

Угроза

Возможность

Последствия для фирмы

Возможные меры для избежания угрозы или не использования возможностей

Потеря клиента

Финансовые потери, в случае потери крупного клиента — уменьшение з/платы сотрудников Или сокращение штата. Падение репутации фирмы

Всевозможные меры для удержания клиента: скидки, дополнительные услуги. Поиск альтернативных решений проблемы с клиентом

Появление клиента

Дополнительный рынок сбыта, дополнительный источник поступления финансовых средств

скидки, рассрочки платежа, дополнительные услуги, заключение договора на длительный срок. Различного рода стимулирование Для заключения сделки.

Преимущества конкурентов

-

Потеря клиентов как потеря клиентов как существующих, так и потенциальных; потеря занимаемой доли рынка.

Нахождение и устранение причин отставания от Конкурентов. Постараться «обойти» конкурента другими преимуществами.

Угроза

Возможность

Последствия для фирмы

Возможные меры для избежания угрозы или не использования возможностей

Слабость конкурентов

Увеличение занимаемой доли рынка, появление новых клиентов

Постараться упрочить свои позиции на данной нише рынка. При очень бедственном положении конкурента, предложить ему объединиться для устранения других конкурентов

Потеря поставщика

Срыв поставок, финансовые убытки, потеря клиентов, падение авторитета фирмы, поиск нового поставщика

Улучшение деловых отношений, рассмотрение и, если возможно, решение существующей проблемы; иметь контракт с поставщиком на экстренные заказы

Появление поставщика

Выбор между поставщиками, наиболее приемлемых условий для
заключения контрактов

Перезаключение договоров имеет смысл делать только тогда, когда новый поставщик имеет хорошую репутацию или значительно более выгодные условия для сотрудничества.

Введение дополнительных налогов

Повышение стоимости продукции

Попытка получения налоговых льгот

Предоставление государством субсидий

Снижение стоимости продукции, расширение предприятия и увеличение объемов производства

Попытка получения новых субсидий

Таким образом, практически любая угроза ведет за собой цепь негативных факторов, конечным звеном которой всегда являются финансовые убытки, а вслед за этим и, возможно, падение репутации фирмы. И наоборот, любая возможность дает фирме шанс упрочить свое место на рынке, а также, при возможности, продвигаться дальше.



Таблица 3.3.

Анализ факторов внутренней среды предприятия.

Факторы внутренней среды

Оценка качества

Важность

5

4

3

2

1

Высшая

Средняя

Низшая

1. Маркетинг

-

1.1. Известность компании на рынке

+

+

1.2. Репутация в отношении качества

+

+

1.3. Репутация в отношении обслуживания

+

+

1.4. Реклама

+

+

1.5. эффективность продаж

+

+

1.6. эффективность НИОКР

+


+

1.7. Месторасположение

+

+

2. Финансы

2.1 Стоимость капитала

+

+

2.2. Доступность капитальных ресурсов

+

+

2.3. Доходность капитала

+

+

2.4. Финансовая стабильность

+

+

3. Производство

3.1. Современное оборудование

+

+

3.2. Удовлетворение покупательского спроса

+

+

3.3. Соблюдение сроков поставок

+

+

3.4. Ассортимент продукции

+

+

3.5. Затраты на производство

+

+

3.6. Технический уровень производства

+

+

4. Организация









4.1. Квалификация руководства

+

+

4.3. Квалификация и способности менеджеров

+

+

4.4. Реакция на изменение рыночной ситуации

+

+

4.5. Преданность работе сотрудников

+

+

+

4.6. Инициативность руководства

+

+

4.7. Оперативность принятия решений

+

+

Таблица 3.4.

Матрица анализа сильных и слабых сторон ОАО «НК «Роснефть»

Оценка качества

Очень слабое

Слабое

Нейтральное

Сильное

Очень сильное

Важность

Высшая

1.2., 2.1., 3.2., 3.4.

1.5.,

1.3., 4.7.

2.4. 4.3

Средняя

4.2.

4.4.

1.7, 1.4. 2.2., 2.3.

1.6., 3.1.,3.3., 4.5, 4.6.

1.1., 4.1.

Низшая

1.8

3.5.

3.6.,

Как видно из матрицы анализа слабых и сильных сторон, слабые стороны предприятия преобладают над сильными. Надо отметить, что самыми проблемными факторами являются те, которые расположены в верхнем левом углу матрицы — проблемной области, эта — 1.2., 2.1., 3.2., 3.4., 4.2., 1.5., 4.3., 1.6., 4.1., 4.4.

Таблица 3.5.

Итоговый анализ деятельности ОАО «НК «Роснефть»

Факторы

Сильные стороны

Слабые стороны

Последствия

маркетинг

Известность компании на рынке, высокая эффективность НИОКР

занимает весомую долю рынка, средняя эффективность продаж, недостаточная реклама

Падение уровня продаж, возможно, потеря клиентов,

финансы

финансовая стабильность

Средняя доходность капитала, Невысокая доступность капитальных ресурсов

Благополучное финансовое состояние фирмы

производство

Высокая степень глубины переработки нефти

Недостаточно высокотехнологичное современное оборудование, своевременная поставка продукции

Потеря клиентов, увеличение стоимости продукции

организация

Инициативное руководство, достаточно преданные организации работники, высокая квалификация персонала

низкая реакция на изменение рыночной ситуации,

Несокординированная работа фирмы

Вывод: Неважные показатели в сфере маркетинга. Желательно скорейшее изменение сложившейся ситуации. Сильные стороны финансового фактора несколько превосходят слабые, необходимо отметить, что к преимуществам сильных сторон относится финансовая стабильность предприятия. Главный изъян - в производственном факторе — необходимость обновления производственного оборудования НПЗ, это приводит к тому, что компания не может полностью удовлетворить покупательского спроса.

Позитивные факторы, влияющие на деятельность компании:

  • крупные, диверсифицированные по основным нефтегазоносным провинциям России запасы нефти, хорошие перспективы роста;

  • вертикальная интеграция;

  • экспорт нефти и нефтепродуктов.

Негативные факторы, влияющие на деятельность компании:

  • высокий уровень задолженности, риск снижения ликвидности в случае технического нарушения финансовых условий заимствований (ковенантов);

  • очень агрессивная стратегия в отношении долгового и забалансового финансирования, капиталовложений, слияний и поглощений;

  • риски, присущие российскому нефтяному сектору, в том числе непрозрачная система регулирования, недостаточная пропускная способность трубопроводной системы, еще не проверенный в условиях низких цен на нефть режим налогообложения, зависимость от неустойчивой рыночной конъюнктуры;

  • производственные издержки - не ниже, чем в среднем по отрасли.

Ресурсная база нефти и газа позволяет увеличить объем добычи нефти в 15-летней перспективе в 3-3,5 раза, а объем добычи газа в 7-8 раз.

Основными регионами, обеспечивающими прирост добычи нефти и газа, остаются Ямало-Ненецкий автономный округ и шельф острова Сахалин. Модернизация Комсомольского НПЗ позволит улучшить ассортимент и повысить качество производимых нефтепродуктов до требований мировых стандартов.

Ведется реконструкция Туапсинского НПЗ, которая включает реконструкцию установки каталитического риформинга, строительство установки гидроочистки дизельного топлива и установки изомеризации бензиновой фракции.

Выполнение поставленных задач и проектов предусматривает дальнейший рост производственного потенциала Компании по всем направлениям ее деятельности с одновременным повышением эффективности использования действующих производственных мощностей.


3.2. Оценка имиджа нефтяных компаний

Поскольку были выявлены недостатки в маркетинговой деятельности, то необходимо учитывать в маркетинговой и PR-стратегии особенности отношения населения к нефтяной отрасли. В этом плане целесообразно учитывать исследование проведенное А. Овсянниковым.

Конечно, самая легкое в PR-компании - это - усиливать доминирующие качества позитивного левого ряда атрибутов имиджа. Сложнее с отстраиванием или преодолением сложившимся представлений, зафиксированных свойствами негативного правого ряда. Здесь можно сделать ряд предложений.

Представление об ограблении народного достояния, социальной несправедливости и олигархичности режима власти (это сюжет безудержного роста доходов олигархов-нефтянников и подчиненность им государства) не преодолеть средствами пропаганды. Технологии PR не всесильны. Манипуляции средств общественного мнения эффект дают кратковременный (в электоральных компаниях, к примеру: главное победить, средства здесь не всегда джентльменские). Но когда речь идет о долговременном бизнесе, следует модернизировать политику бизнеса. Контуры этой организации мы уже обсудили: движение в сторону, приобретение качества компании - народного достояния. В этом случае тезис о грабеже народного достояния абсурден. Компании нетебизнеса здесь реализуют модель “народного капитализма”.

Выигрышны в PR кампании сюжеты об экологической порядочности “нефтянки”. Этот ресурс социально подкреплен, он эффективен и политически продуктивен: на западе партии зеленых давно уже являются важными политическими деятелями. Нефтяники могут создать в России экологические движения, способные к сотрудничеству с нефтяным капиталом.

Таблица 3.6

Образ нефтяной отрасли и его структура (%)28

Атрибуты образа

Оценки

Атрибуты образа

2

1

0

1

2

Национальная ориентация

20

15

25

16

22

Частная ориентация

Передовая отрасль

40

26

24

6

4

Отсталая отрасль

Источник налогов

31

22

29

10

7

Не платит налоги

Стратегическая отрасль

41

21

26

5

5

Рядовая отрасль

Сохранение природн…

43

25

19

6

5

Ухудшение экологии

Долговременный бизнес

32

22

26

8

10

Временщики

Спасение страны

15

16

31

14

23

Грабеж народного достояния

Рост доходов населения

9

10

23

19

37

Рост доходов олигархов

Увеличение природных ресурсов

5

4

17

21

52

Обобщение природных ресурсов

Социальная справедливость

5

7

35

19

32

Социальное неравенство

Развитие страны

23

22

31

10

12

Отставание страны от развитых стран

Подчиняется государству

12

12

37

16

21

Подчиняет себе государство

Социальная роль нефтянки - это налоги и пополнение бюджетов различных уровней. Уже это дает сюжеты эффективных РR: какова доля “нефтянки” в пенсиях, в зарплате учителя, военного, чиновника, врача , ученого? Это надо показывать.

Обыватель считает (и справедливо), что нефтяная отрасль - это технологически передовая система. В PR- кампании надо иронизировать труд нефтянников. Они – лучшие, они – слава Отечества, они – интеллект нации. Нефтянник – это тяжелая, но героическая, романтическая работа, обеспечивающая развитие Родины и благосостояние семей нефтяников.

И данные социологического исследования, и данные фокус - групп, и оценки экспертов мало отличаются между собой при построении нормативной модели нефтяной компании. Структура этой модели и оценка ее составляющих атрибутов приведена в таблице 3.7.

Таблица 3.7.

Структура нормативной (идеальной) модели компании нефтебизнеса (%)29

Атрибуты

Рейтинг

В целом

По регионам

Волгоград

Томск

ХМАО

Забота о природе

1

66

65

69

63

Бережливое отношение к запасам

2

45

48

44

42

Забота о государстве

3

40

46

39

33

Забота о своих работниках

4

33

27

28

46

Высокая технологичность

5

30

19

33

40

Забота о своем регионе

6

29

15

31

40

Законопослушность

7

20

20

20

19

Включенность в мировую экономику

8

16

10

20

19

Благотворительность

9

16

13

18

17

Патриотизм

10

12

15

10

11

Готовность к инновациям

11

11

8

12

15

В PR-кампании будут хорошо продвигаться следующие атрибуты нефтяной компании, совокупность которых составит ее имидж: компания должна демонстрировать свою экологичность, рачительность и эффективность, быть государственнически ориентирована, показывать свою корпоративность и явно демонстрировать региональный патриотизм.

Тема взаимоотношений региональных администрации и нефтяных компаний - болезненна для регионов. Здесь есть проблемы. Все они сводятся к региональной налоговой политике. Эта тема носит откровенно региональный характер. Она оживленно муссируется местными СМИ, совершенно не интересуя федеральные. Можно с уверенностью утверждать, что оценки людей, далеких от деталей особых и не простых отношений руководителей нефтегигантов и региональных администраций, сформированы местными СМИ. Эти оценки таковы (см. табл. 3.8).

Таблица 3.8.

Характер отношений региональных администраций и нефтяных компаний (%)30.

Оценка отношений

Всего

По регионам

Волгоград

Томск

ХМАО

Администрация служит интересам компаний:
- хорошо информированное население
- плохо информированное население
100

100
36

35
23

28
41

37
Компании подчиняются администрации:
- хорошо информированы
-плохо информированы
100

100
14

23
31

35
56

43
Не знают:
- хорошо информированы
- плохо информированы

100

100
37

39
25

37
38

25

В ХАМО и в Волгограде мощно представлено убеждение, что администрации этих регионов служат нефтекомпаниям. Эксперты говорят о коррумпированности администраций. Повсеместно распространяются образы компаний-хозяевах регионов, фактически колонизаторах (эксперт в Томске: « ЮКОС в Томске качает сверхприбыль, а деньги за границу”, эксперт в Волгограде: “Родственники губернатора Максюты работают в ЛУКОЙЛе”; эксперт в Ханты-Мансийске: «управление в нефтегородах-это тоталитаризм нефтяных компаний”).

Еще одно обстоятельство: уровень незнания огромен: даже информированное население считает (25%-38%), что они не знают, как строятся отношения, губернатора и нефтяных магнатов. В этом явный провал как регионального PR, так и PR нефтяных компаний.


3.3. Проектирование маркетинговой стратегии наращивания конкурентных преимуществ компании «Роснефть»

По результатам проведенного исследования целесообразно рекомендовать компании “Роснефть” стремится максимально интегрироваться в региональную экономику в местах своего присутствия.

Особое значение для российской экономики имеет долгосрочная стратегия развития “Роснефти”. В то время, как отечественная нефтяная промышленность в основном работает на старом ресурсе, компании “Роснефть” необходимо стремится в пределах своего бизнеса осуществить задачи, которые еще с советского времени стоят перед отраслью: освоить новые нефтегазоносные провинции, поднять роль нефтепереработки, вывести производство на качественно новый технологический уровень.

Рекомендуется повысить управляющие функций в организации производственных процессов, консолидации активов и работе в условиях экономической и технологической вертикальной интеграции, что позволит добиться существенного повышения эффективности своей деятельности.

Анализ потенциальных возможностей компании, глобальных мировых тенденций развития ТЭК, а также нереализованных еще с советских времен задач, указывает на необходимость и потенциальную возможность качественного скачка в будущем развитии компании, причем в основу этого скачка должны быть положены уже имеющиеся в наличии ресурсы и производственный потенциал компании.

Необходимо осуществлять стратегию, которая предполагает многократное увеличение добычи сырья, в том числе за счет освоения новых нефтегазоносных провинций, существенное повышение мощности и качества нефтепереработки, а также развитие сбытовой сети компании.

Для воплощения своей стратегической политики рекомендуется реализовывать активную инвестиционную программу. Вести интенсивную работу по реализации крупномасштабных проектов в нефтегазодобыче, провести реконструкцию нефтетерминалов, построить новые фирменные АЗС.

Законы рынка подразумевают умение рассчитывать и грамотно пользоваться рыночным спросом на конечный продукт производства. Чтобы в долгосрочной перспективе обеспечить спрос на свою продукцию, нефтяная компания должна учитывать глобальные мировые тенденции на рынке энергоносителей.

ОАО «НК «Роснефть» должна разумно сочетать следование законам природы и рынка. Особое внимание целесообразно уделить сбалансированному развитию производственного потенциала компании. Планируя в несколько раз увеличить добычу сырья, “Роснефть” пропорционально увеличит переработку нефти и мощность своей сбытовой сети. В соответствии с прогнозами спроса целесообразно изменить структуру товарного портфеля компании — в сторону существенного повышения доли газа.

В долгосрочной перспективе “НК “Роснефть” можно рекомендовать следующие приоритеты развития:

  • Увеличение объемов добычи нефти за счет повышения эффективности разработки имеющихся месторождений; реализации инвестиционных проектов в Западной Сибири, на Дальнем Востоке, на Юге и Севере европейской части России; развитие коммерческой деятельности по разработке месторождений за пределами России; улучшение структуры сырьевой базы компании. В долгосрочной перспективе (до 2015 года) “Роснефть” рассчитывает достичь уровня годовой добычи в 40–45 млн. тонн.

  • Увеличение доли газа в товарном портфеле компании, активное вхождение на рынок газа. В результате реализации газовой программы “Роснефти” до 30% доходов компании должно формироваться за счет продаж газа на внутреннем и внешнем рынках. Приоритетными направлениями должны стать поставки газа в европейскую часть России, страны СНГ и Европу, а также поставки сахалинского газа в регионы Дальнего Востока и страны Азиатско-тихоокеанского региона. В долгосрочной перспективе “Роснефть” планирует довести уровень годовой добычи газа до 45–50 млрд. куб.м в год.

  • Увеличение мощностей по первичной переработке нефти: в среднесрочной перспективе до 11–12 млн. тонн в год, в долгосрочной — до 30–35 млн. тонн в год; повышение глубины переработки до уровня, соответствующего мировым стандартам; производство нефтепродуктов, отвечающих ужесточающимся экологическим требованиям.

  • Расширение и модернизация розничной сети сбыта нефтепродуктов.

  • Повышение эффективности управления холдингом за счет централизации всех управленческих функций, совершенствования системы инвестиционного планирования, управления издержками и финансовыми рисками, внедрения корпоративной информационной системы SAP R/3.

  • Формирование высокопрофессионального и сплоченного коллектива за счет вовлечения всех сотрудников в процесс развития компании, планирования профессионального и должностного роста сотрудников, применения эффективной системы материального стимулирования и морального поощрения, внедрение системы ротации персонала.

  • Обеспечение безопасности и экологической чистоты производства. Необходимость этого диктуется глубоким внутренним убеждением всех сотрудников компании в необходимости сохранить природу в ее первозданном виде для последующих поколений.

  • Проведение активной научно-технической (инновационной) политики в создании технологических ресурсосберегающих комплексов, обеспечивающих эффективную добычу, переработку, доставку и потребление энергоресурсов для конкретных территорий. Поиск новых альтернативных источников энергии.

  • Создание благоприятной социальной среды.

В результате реализации стратегической программы развития “Роснефть” сможетвыйти на принципиально новый уровень развития, который позволит ей стать лидером топливно-энергетического комплекса России и встать в один ряд с ведущими энергетическими корпорациями мира.

Для построения оптимальной экономической структуры, учитывающей как особенности производства, так и будущий потребительский спрос, “Роснефть” в своем развитии должна следовать принципу территориальной сбалансированности своих активов. В связи с этим стратегия развития “Роснефти” должна включать ряд крупных региональных зон долгосрочных интересов компании: Дальний Восток, Сибирь, Северо-Запад и Юг европейской части России.

В каждом регионе “Роснефти” целесообразно стремится к построению замкнутых технологических цепочек, образованных на основе относительно близко расположенных предприятий всего производственного цикла. Такая схема позволяет существенно сократить издержки и способствует максимальной интеграции производственных мощностей компании в экономику региона.

В каждом регионе, исходя из своих долгосрочных интересов, “Роснефти” необходимо проводить планомерную политику согласно следующим основным принципам:

  • построение замкнутых производственных цепочек от добычи сырья до сбыта готовой продукции;

  • реализация крупномасштабных проектов в рамках всего региона;

  • максимальная интеграция в экономику региона, вовлечение в сферу своей деятельности основных предприятий-лидеров региона;

  • активное участие в социальной и культурной жизни региона;

  • сотрудничество с территориальными администрациями.

В тесном контакте с местными органами самоуправления необходимо реализовывать долгосрочные планы регионального развития. Компании необходимо стремится стать полноценным участником экономической жизни во всех местах своего присутствия. Создавая эффективные производственные цепочки, “Роснефть” должна выстраивать мощную основу для развития региональной экономики и социальной инфраструктуры.

Исходя из опыта крупнейших энергетических корпораций мира, “Роснефть” целесообразно активно диверсифицировать свою деятельность по всему миру. Международные контакты помогают компании получать дополнительную коммерческую выгоду и обеспечивать стратегическую устойчивость.

Перспективные планы компании должны предполагать реализацию значительных капиталоемких проектов международного масштаба. Потенциальные потребители продукции компании: страны Европы, Америки, Азиатско-Тихоокеанского региона. В этой связи особую актуальность приобретает развитие взаимовыгодного партнерства и сотрудничества с мировыми энергетическими корпорациями, также заинтересованными в развитии перечисленных рынков сбыта. Создание благоприятного инвестиционного климата в России является одной из стратегических задач “Роснефти”.

Целесообразно рекомендовать руководству проводить целенаправленную кадровую политику, рассчитанную на создание высокопрофессионального, мотивированного трудового коллектива, развитие высокой корпоративной культуры. Компания должна стремится повысить свою привлекательность для перспективных сотрудников, всячески способствовать своевременному омоложению коллектива, притоку молодых кадров.

Размер заработка сотрудника в компании целесообразно тесно увязывать с эффективностью работы каждого сотрудника, производственного подразделения, акционерного общества и всей компании в целом.

Основной стратегической целью деятельности компании “Роснефть” в области экологической безопасности должна быть ликвидация факторов, способных нанести ущерб здоровью работающего персонала, населению и природным ресурсам.

Природоохранная деятельность “Роснефти” целесообразно осуществлять по трем основным направлениям: в области нефтедобычи, нефтепереработки и нефтепродуктообеспечения.

Кроме традиционных направлений природоохранной деятельности — контроль за состоянием окружающей среды, рациональное использование водных и рекультивация земельных ресурсов, охрана воздушного бассейна, капитальный ремонт и замена аварийных участков нефтесборных сетей, водоводов, емкостей, трубопроводов и т.д. — “Роснефтью” должны активно внедряться новейшие природоохранные технологии, позволяющие ликвидировать хроническое загрязнение окружающей среды в некоторых промышленных регионах страны.

Для экстренных мер по локализации аварийных ситуаций во всех дочерних акционерных обществах целесообразно использовать отечественное и зарубежное природоохранное оборудование, средства и технологии.

В 2001 г. компания разработала для внутреннего пользования руководящие документы: “Система управления окружающей средой”, “Экологический аудит и мониторинг окружающей среды”, соответствующие аналогичным международному и федеральному стандартам (ИСО 14000).

Желая оставаться на переднем крае развития технологии, “Роснефть” должна расширять сотрудничество с ведущими отечественными и зарубежными отраслевыми научными и проектными организациями. В их число входят такие признанные лидеры в области научных изысканий и оказания сервисных услуг, как компании Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes и другие.

В целом, научная деятельность должна осуществляться по следующим направлениям.

  • В области геологии: определение новых направлений геологоразведочных работ для увеличения ресурсной базы дочерних нефтедобывающих предприятий.

  • В области бурения: решение проблемы строительства наклонно-направленных скважин со сверхдальним отклонением для месторождений о. Сахалин. Разработка технологии радиального бурения с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.

  • В области добычи нефти: разработка технологии проведения локальных гидроразрывов для месторождений юга России.

  • В области нефтепереработки: повышение отбора светлых нефтепродуктов на действующих установках, а также качество вырабатываемых нефтепродуктов (отказ от производства этилированных бензинов).

  • В области нефтепродуктообеспечения: разработка технических решений по созданию новых и реконструкции действующих автозаправочных комплексов, повышение экологической безопасности АЗС.

  • В области экологии: разработка комплекса природоохранных мер, которые позволят принципиально снизить экологическую напряженность в районах производственной деятельности дочерних предприятий компании.

  • В области информационного обеспечения и использования информационных технологий: разработка и внедрение интегрированной системы информационного обеспечения на уровне дочерних предприятий, а также автоматизированной системы управления (АСУ) в компании.

С целью повышения кредитного рейтинга компании целесообразно рекомендовать провести реструктуризацию краткосрочной задолженности в краткосрочную, производить привлечение фин6ансовых ресурсов в уставный капитал компании.

Рекламная и PR деятельность компании должна учитывать особенности ресурсов социального взаимодействия. Это и психологический ресурс (“нефтяные” сочувствуют), и личностный ресурс (есть потенциал готовности принять участие в проектах инвестирования компаний), и когнитивный ресурс (люди плохо знают состояние дел в отрасли, в то время как выявлено, что с ростом информированности нарастает позитивное отношение к “нефтянке”), и идеологический ресурс (есть социальные слои либерального политического крыла, готовых бескорыстно служить идее модернизации страны на основе развития крупного частного бизнеса), и национально- патриотический ресурс (его носители сочувствуют нефтяникам, видя в них силу, способную восстановить величие Отечества).


Заключение

В 1999-2000 гг., после двухлетнего периода устойчивого снижения, произошел беспрецедентный рост цен на нефть на мировом рынке. Если за 1997-1998 гг. цены разовых сделок на маркерную нефть Брент с немедленной поставкой упали с 25 до 10 долларов за баррель, то к весне 2000 г. эта цена, впервые с момента ирако-кувейтсткой «Войны в (Персидском) Заливе», превысила отметку 30 долларов за баррель.

С ростом цен на нефть может показаться, на первый взгляд, что безнадежно устарела постановка вопроса о создании условий для повышения восприимчивости нефтяного комплекса России к внедрению достижений научно-технического прогресса (НТП), к снижению издержек. Казалось бы, зачем призывать к снижению издержек, если высокие цены должны обеспечивать рентабельную добычу и при существующих их уровнях? Нужно ли сегодня вкладывать деньги (а значит, и создавать условия для их вложения) в снижение издержек? Не выгоднее ли будет сэкономить на этих мероприятиях и оставить все как есть? Отложить финансирование НТП, ведущего к снижению издержек, на завтра?

Безусловно, чем выше цены на нефть, тем меньше склонность к инвестициям в снижение издержек в ее разведке, добыче и доставке потребителям. Однако анализ общемировых тенденций показал, что для основных конкурентов России на мировом рынке характерны существенно более низкие издержки, а в странах, где сегодня они выше, тенденция их снижения стала устойчивой. Это при сложившейся системе «биржевого» ценообразования усиливает ценовую конкуренцию производителей за рынки сбыта. Более того, некоторые ведущие нефтяные компании, характеризующиеся устойчивым снижением издержек в течение последних лет, устами своих высших руководителей заявляют об опасности самоуспокоения в связи с ростом цен на нефть и о необходимости продолжать предпринимать соответствующие усилия для дальнейшего снижения издержек, являющегося залогом повышения конкурентоспособности этих компаний на мировом рынке.

В течение двух последних десятилетий расширяется мировое предложение нефти, которое - по техническим издержкам - становится все более дешевым. Таким образом, как в случае сохранения высоких нефтяных цен и последующего сокращения спроса на жидкое топливо, так и в случае снижения цен и, вслед за ним, расширения спроса, конкурентные преимущества будут получать страны с более низкими издержками и с более либеральными налоговыми системами. То есть конкуренты России на этом рынке. А значит, и конкуренты России на мировом рынке капитала, поскольку инвесторы будут вкладывать деньги именно в конкурентоспособные проекты, способные обеспечить гарантированный возврат и приемлемую рентабельность вложенных средств. То есть в основном - за пределами России.

С ростом цен на нефть появляются предпосылки для обеспечения более плавного, менее болезненного перехода нефтяной отрасли России к этапу снижения издержек при разведке и добыче нефти за счет применения достижений НТП. Это можно сделать путем создания соответствующих условий, благоприятных для инвестиций (именно инвестиции - то есть капитал - являются носителем НТП), с одной стороны, и использования части дополнительных доходов, полученных за счет роста цен на нефть, на нужды финансирования НТП в отрасли, - с другой.

Поэтому необходимо воспользоваться «ценовой паузой» («ценовой передышкой»), благоприятной конъюнктурой на рынке нефти для организации финансирования технического перевооружения отрасли.

При этом весьма полезно учесть уроки истории, ибо мировые тенденции развития рынка нефти (эволюция его структуры, механизмов ценообразования, динамика издержек) однозначно свидетельствуют о повсеместном повышении конкурентоспособности нефтяных операций. По крайней мере, за пределами России.

Еще один аспект важности исторического анализа, предпринятого в настоящей работе, заключается в том, что формирующаяся сегодня корпоративная структура российского нефтяного рынка в силу объективных причин повторяет, причем, с существенным лагом запаздывания, этапы развития мирового нефтяного рынка. Поэтому многие закономерности развития мирового рынка нефти, оставшиеся в историческом прошлом, для отечественного рынка сохраняют свою актуальность, являясь в России реалиями сегодняшнего дня, а некоторые нынешние реалии мирового рынка для нашей страны являются уделом будущего.

Основным фактором повышения эффективности нефтегазовых компаний в последние годы является рост географической сбалансированности мощностей в добыче, переработке и сбыте. Большая часть объединений в нефтегазовой отрасли в конце 1990-х годов проходила именно с учетом критерия географической близости активов объединяемых компаний.

Исходя из опыта крупнейших энергетических корпораций мира, “Роснефти” целесообразно активно диверсифицировать свою деятельность по всему миру. Международные контакты помогают компании получать дополнительную коммерческую выгоду и обеспечивать стратегическую устойчивость.

Роснефть” должна проводить целенаправленную кадровую политику, рассчитанную на создание высокопрофессионального, мотивированного трудового коллектива, развитие высокой корпоративной культуры. Компания можно рекомендовать стремится повысить свою привлекательность для перспективных сотрудников, всячески способствовать своевременному омоложению коллектива, притоку молодых кадров.

Создание единой корпоративной информационной системы в рамках предприятий НК “Роснефть” позволит достичь следующих целей:

полного, своевременного, объективного отражения деятельности, осуществляемой предприятиями НК “Роснефть”;

необходимого обмена информацией между различными службами, подразделениями и предприятиями НК “Роснефть”;

принятия стратегических, тактических и операционных решений на основе предоставляемой информации выхода предприятий НК “Роснефть” на новый уровень управления ресурсами и конкурентного преимущества перед другими компаниями.

Рекламная и PR деятельность компании должна учитывать особенности ресурсов социального взаимодействия: психологический ресурс, и личностный ресурс, и когнитивный ресурс, и идеологический ресурс, и национально- патриотический ресурс.

Проведенные исследования показали, что ОАО «НК «Роснефть» занимает восьмое место среди российских компаний по глубине первичной переработки нефти, первое место по прибыли на тонну добытого сырья. По уровню добычи нефти ОАО «НК «Роснефть» занимает 8 место среди крупнейших российских нефтяных компаний, 7-е место по фонду скважин, 5-место по ежегодному приросту добычи нефти, 8-е место по объемам первичной переработки нефти.

Проект строительства НК “Роснефть” нефтепровода по маршруту Ангарск-Находка обеспечит наибольшие поступления в бюджет по сравнению с другими аналогичными проектами.

Благодаря повышению управляющих функций в организации производственных процессов, консолидации активов и работе в условиях экономической и технологической вертикальной интеграции, за последние годы “Роснефти” удается добиться существенного повышения эффективности своей деятельности. В настоящее время по базовым показателям работы, таким как объем прибыли и инвестиций на тонну добываемой нефти, “Роснефть” занимает первое место среди российских нефтяных компаний. Оценочная стоимость компании с конца 1998 года возросла почти в 10 раз.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что ОАО «НК «Роснефть» играет существенную роль на российском рынке нефти и уверенно смотрит в завтрашний день.


Литература

  1. Многоуровневые модели перспективного планирования (Внутренние и внешние связи отраслевых систем)/ под ред. А.М. Алексеева . М.:- Экономика 1978.

  2. Аганбегян А.Г., Багриновский К.А., Гранберг А.Г. Система моделей народнохозяйственного планирования. М.: Мысль, 1973.

  3. Моделирование формирования территориально-производственных комплексов. Новосибирск: Наука 1976.

  4. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. Москва 1996г.

  5. Астанина Л.А., Волконский В.А. Итеративный метод декомпозиции многоотраслевой модели и его экспериментальное использование// Экономика и математические методы. 1975. Т.XI, вып.1. стр. 83-98.

  6. Алекперов В.Ю. О новых направлениях развития вертикально интегрированных нефтяных компаний России // Нефтяное хозяйство — 1997 №4

  7. Кочетков А.В. Рожина Ю.Н. Надо менять пропорции // Нефть России 1997 №12(37). стр. 14-15.

  8. Кочетков А.В. Ключ к конкурентоспособности // Нефть России 1996 №6(20).

  9. Уздемир А.П. Динамические целочисленные задачи оптимизации в экономике. М.: Физматлит, — 1995г.

  10. Лившиц В.Н. Системный анализ экономических процессов на транспорте М.: Транспорт —

  11. Белоусова Н.И. и др. Системный анализ инфраструктуры как элемента народного хозяйства / препринт М.: ВНИИСИ 1981г.

  12. Швецов А.Н. Лексин В.Н. Государство и регионы: Теория и практика государственного регулирования территориального развития / УРСС М. -1997г.

  13. Коссов В.В. ‘Экономико-математическая модель территориального планирования// Математические методы и проблемы размещения производства. — М.: Экономиздат, — 1963г.

  14. Овсянников А. Имидж российского бизнеса:нефтяная отрасль. – М.: Международный Университет (в Москве), 2002.

  15. Петров А.А. Поспелов И.Г. ‘Системный анализ развивающейся экономики: многосекторная модель и учет природных ресурсов III// Изв. АН. СССР. Техническая кибернетика. — 1979г. — №3.

  16. Суворов Б.П. ‘ Оптимизация текущего планирования нефтеперерабатывающего производства.’ — М.: Наука, 1974.

  17. Белухин В.П., Рушайло Б.Б., Соболев О.С. ‘Параметрическое разложение задачи календарного планирования и управления химико-технологическим комплексом’.// Вопросы промышленной кибирнетики (труды ЦНИИКА). 1975. — Вып. 44.

  18. Первозванский А.А. Математические методы в управлении производством. — М.: Наука, 1975.

  19. Р. Брейли, С. Майерс. Принципы корпоративных финансов: пер. с англ. — М.: ЗАО ‘Олимп-Бизнес’, 1997г.

  20. Швальбе Х. Практика маркетинга для малых и средних предприятий. – М.: Республика, 1995.

  21. Гончарук В.А. Маркетинговое консультирование. М.: «Дело», 1998.

  22. Баранчеев В., Стрижов С. Анализ и оценка маркетингового потенциала предприятия // Маркетинг. – 1996. – №5. – С.42.

  23. Баранчеев В., Стрижов С. Анализ и оценка маркетингового потенциала предприятия // Маркетинг. – 1996. – №5. – С.43.

  24. Батрин Ю.Д. Фомин П.А. Особенности управления финансовыми ресурсами промышленных предприятий. – М.: Высшая школа, 2002. – С.26.

  25. Берлин А., Арзямов А. Планирование капитальных вложений на предприятии в условиях инвестиционного кризиса // Проблемы теории и практики управления. – 2001. - № 3.

  26. Конопляник А. Эволюция структуры нефтяного рынка. – М.: Нефть России , №4, апрель 2000.

  27. Мерзликина Г.С., Шаховская Л.С. Оценка экономической состоятельности предприятия: Монография / ВолгГТУ, Волгоград, 1998. – С.63.

  28. Марушков Р.В. Оценка использования экономического потенциала предприятия (на примере предприятий печатной отрасли): Автореф. дис. … канд. экон. наук. - М., 2000.

  29. Попов Е.В. Потенциал маркетинга предприятия // Маркетинг в России и за рубежом. – 1999. - №5.

  30. Радыгин А. В чем виноват Ходорковский. // Русский фокус (Москва).- 03.11.2003 

  31. Дихтель Е., Хёршген Х. Практический маркетинг, - М.: Высшая школа, 1995.

  32. Ламбен Ж.-Ж. Стратегический маркетинг. Европейская перспектива. – СПб.: Наука, 1996.

  33. Годовые отчеты ОАО «НК «Роснефть»

  34. Аналитические исследования рынка нефти КЭРИ, РосБизнесКонсалтинг.

Приложение 1. Динамика Показателей ОАО «НК «Роснефть»



1См. кредитный рейтинг STANDARD&POOR’S/ 22.01.2004

2 См. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. Москва 1996г., Алекперов В.Ю. О новых направлениях развития вертикально интегрированных нефтяных компаний России // Нефтяное хозяйство — 1997 №4

3 Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. Москва 1996г.

4 Швецов А.Н. Лексин В.Н. Государство и регионы: Теория и практика государственного регулирования территориального развития / УРСС М. -1997г.

5 См. КОНОПЛЯНИК А. Эволюция структуры нефтяного рынка. – М.: Нефть России , №4, апрель 2000.

6 Широкое обсуждение рентных отношений современного капитализма прошло уже довольно давно - в 1966-1969 гг. - в рамках дискуссии по проблеме абсолютной земельной ренты в журнале "Мировая экономика и международные отношения". Вопросы же нефтяной ренты в последние годы довольно активно обсуждаются в советской экономической литературе. Дискуссионным остается вопрос о том. существует ли абсолютная рента в нефтедобывающей промышленности и если да. то каков ее источник. Некоторые авторы считают, что органическое строение капитала в нефтяной промышленности ниже, чем в обрабатывающей промышленности, большинство же категорически это отрицает. Существуют диаметрально противоположные оценки размеров и соответственно значения дифференциальной и монопольной видов ренты, нет единства взглядов и на природу монопольной ренты. При этом участники дискуссий обычно исходят из разных определений ренты.

7 Первоначальные условия аренды обычно заключаются на 5 лет, хотя и 10-летние контракты - в порядке вещей, в частности при разработке глубоководных месторождений.

8 Разница в оплате бонусов очень велика. Например, один из наиболее дорогих участков в 1981 г. был приобретен группой компаний, включавших "Мобил", "Коноко" и "Гетти". Бонус составил 55,119 млн. долл., или почти 9,9 тыс. долл. за акр шельфа недалеко от Дафин Айленд, в заливе Мобайл Бей. И наоборот, "Со-хайо" совместно с "Хант ойл" предложили за один из участков 575 тыс. долл., или всего 108 долл. за акр.

9 По существующим оценкам, шельфовые зоны (простирающиеся на расстоянии 3 миль от береговой линии и охватывающие полосу от 150 до 200 миль) содержат до 49 млрд. баррелей нефти и до 81 трлн. куб. футов природного газа. С точки же зрения затрат, некоторые шельфовые месторождения наиболее дорогостоящие - с "замыкающими" издержками. Все эти факторы предопределяют особую теоретическую и практическую ценность анализа условий присвоения нефтяной ренты в этих нефтеносных зонах.
Отметим, что рентные платежи предназначаются не только для федерального правительства, но и для частных лиц и общественных организаций. В частности, в пользу так называемого Фонда компенсации загрязнения прибрежного шельфа взимается 3-процентная налоговая пошлина с каждого добытого барреля нефти. В итоге фонд собрал свыше 200 млн. долл., представляющих, по существу, часть нефтяной ренты. Рассчитано по: "Petroleum Basic Data".

10 "Например, - отмечает американский экономист Р.Манке, - те, кто приобрел земли на Северном склоне Аляски до открытия Прадхо Бей, платили только несколько центов за акт. те же, кто приобрел ту же самую землю после открытия, вынуждены были платить за акр несколько тысяч долларов. Кто купил раньше - оказался "счастливчиком".

11 См. кредитный рейтинг STANDARD&POORS/ 22.01.2004

12 Источник: РосБизнесКонсалтинг

13 Источник: РосБизнесКонсалтинг

14 Источник: РосБизнесКонсалтинг

15 Источник: РосБизнесКонсалтинг

16 Источник: РосБизнесКонсалтинг

17 КЭРА - Cambridge Energy Research Associates

18 Источник: РосБизнесКонсалтинг

19 Источник: РосБизнесКонсалтинг

20 Источник: РосБизнесКонсалтинг

21 Источник: РосБизнесКонсалтинг

22 Источник: отчеты компаний, оценки МС Securities Limited

23 Источник: отчеты компаний, оценки МС Securities Limited

24 Ретроспективные данные по экспорту нефти получены из разных источников. Сведения о совокупных экспортных поставках и отдельные данные, отражающие вывоз в конкретные страны, как правило, берутся из государственных статистических сборников, т.е. они основаны на материалах таможни. В отличие от них большинство данных по направлениям экспорта извлекают из материалов грузоотправителей – "Транснефти" и прочих трубопроводных компаний, операторов железных дорог, портов и т.п. Из-за того что при получении агрегированных сведений (макропоказателей) об экспорте и данных по конкретным его направлениям используются различные источники информации, появляется ряд расхождений в ретроспективных показателях, когда, например, не все сообщаемые объемы экспорта можно разбить на соответствующие направления или сумма объемов по последним превышает совокупный экспорт.

25 Источник: РосБизнесКонсалтинг

26 Источник: РосБизнесКонсалтинг

27 Источник: РосБизнесКонсалтинг

28 Овсянников А. Имидж российского бизнеса:нефтяная отрасль. – М.: Международный Университет (в Москве), 2002.

2 –качество развито
1 –качество развито слабо
0 – затруднился оценить

29 Овсянников А. Имидж российского бизнеса:нефтяная отрасль. – М.: Международный Университет (в Москве), 2002.

30 Овсянников А. Имидж российского бизнеса:нефтяная отрасль. – М.: Международный Университет (в Москве), 2002.


Другие похожие работы

  1. Разработка мероприятий по повышению конкурентоспособности товара (услуги)
  2. Разработка маркетингового плана по выведению бренда на рынок
  3. Разработка маркетингового плана по выведению бренда на рынок потребительских товаров
  4. Проект мероприятий по организации маркетинговой деятельности на предприятии
  5. Преобразование компании-дилера в компанию-бренд держателя
  6. Обзор мебельного рынка России и исследование предпочтение покупателей корпусной и мягкой мебели





© 2002 - 2017 RefMag.ru