Исследование рынка добычи нефти

     Как показало проведенное исследование, на нефтяном рынке России, действуют примерно 11 основных нефтяных компаний, которые представлены  в таблице 2.2.:

Таблица 2.2.

Основные  компании, предприятия занятые в  нефтяной отрасли на 2004 г. 

     Из  данной таблицы можно сделать  следующие выводы:  самые большие  доли рынка имеют предприятия  ЛУКойл, ЮКОС и Сургутнефтегаз – 19, 15 и 13  процентов соответственно. Это объясняется тем, что эти предприятия на рынке уже довольно давно, кроме того они сами занимаются еще и разработкой месторождений.

2. Экспорт (потребители).

     Сегодня экономически эффективные рынки  – это Европа, страны ближнего зарубежья  и страны СНГ. Но ни Европа, ни страны ближнего зарубежья не наращивают объемы потребления нефти. Более того, за последние 10 лет потребление нефти на этих рынках сократилось. Все трубопроводы, которые реконструируются и строятся, и то, что предлагает ЛУКойл (Мурманск) – это поставки нефти на этот же самый рынок. Возможно, через мурманскую трубу получим дополнительную эффективность за счет снижения имеющихся сегодня скидок, но кардинально вопрос не решится. Не исключено, что если на эти рынки Россия заведет столько транспортных систем, плюс еще и Казахстан зайдет со своей высококачественной нефтью, то получается жесткая конкуренция и снижение цены. По территориальной принадлежности Российский рынок – это Китай и Дальний Восток. Но сегодня транспортная составляющая – это 95 долларов за тонну и без строительства трубопроводной системы этот рынок экономически неэффективный.[22]

     За 5 лет, с 1999-2003 гг. объем добычи вырос  на 40% и достиг 420 млн тонн. Однако потребление нефтепродуктов в России ограничено и со второй половины 90-х  годов оно стабилизировалось на уровне 100-110 млн тонн, несмотря на экономический рост. Таким образом, практически весь прирост добычи нефти идет на экспорт, и по итогам 2003 г. доля нефти и нефтепродуктов в объеме всей экспортной выручки России составила 40%.

     В экспорт нефти произошли качественные изменения: например, переход к экспорту более качественных сортов нефти, поскольку много раз уже считано, сколько теряем от экспорта Urals по системе Транснефти.

     Все это означает, что разогнавшись сейчас на экспорт порядка 320-340 млн. тонн, можем и остановиться на этом уровне. Энергетическая стратегия дает порядка объем переработки 210 млн. тонн на 2020г., а по сырой нефти получаем устойчивые 300-350 млн. тонн. Это значит, что вопрос транспорта нефти и трубопроводов, не столько проблема новых трубопроводов на наращивание, а, скорее проблема преодоления заборов, которые есть сейчас. Как бы не обсуждали черноморские проливы и босфорскую проблему, потери от простаивания танкеров составляют 400 млн. долларов в год. И она будет нарастать, поскольку это проблема не экономическая, но и политическая. Перемычки через европейскую часть турецкой территории или через Бургас на Эгейское море - это меры не обеспечивающие полного решения задач. Но надо иметь в виду, что для выхода из Балтийского моря надо опять преодолеть два пролива. Поэтому, когда начинаем существенно нагружаться нефтью через северный ход, снова попадем в ту же ситуацию с проливами. Поэтому мурманский вопрос совершенно очевидный. Чтобы избежать всех этих неприятностей, надо прорабатывать это направление. Второе направление – восточное. Это должно быть тихоокеанское побережье и обязательно при наличии там крупного нефтеперерабатывающего завода. И вот почему. Дальневосточные заводы – комсомольский и хабаровский небольшой мощности и не сидят на основной трубе. А крупный, для того, чтобы в азиатско-тихоокеанском регионе для целого ряда небольших стран, не имеющих у себя нефтепереработки, можно было поставлять более дешевые и конкурентоспособные нефтепродукты. Конечно же, часть сырой нефти можно поставлять Китаю, Японии, Корее. В 2005 году объем импорта нефти из России в Китай, возможно, превысит 80 млн. тонн, а в 2006 году Китай, обогнав Японию, станет вторым крупнейшим мировым импортером нефти. [25]

Рис. 2.1 Динамика спроса на нефть в Китае 1995-2010г.

     Как видно из рисунка 2.1 спрос на нефть  в Китае с каждым годом увеличивается, при этом добыча остается примерно на одном и том же уровне, следовательно, Китай является очень выгодным рынком для экспорта Российской нефти.

     По  сравнению с Китаем, в Японии спрос на начиная с 2000г. наблюдается несильное падение  и к 2010г. прогнозируется снижение потребления нефти на 40 млн. тонн по сравнению с 2005г. Это свидетельствует о том, что Китай по спросу нефти обгоняет Японию и уже уступает только США.

Рис. 2.2 Динамика спроса на нефть в Японии 1995-2010г.

     Еще надо учесть, что нефтяная труба  на Восток плюс газовая создают новую  макроэкономическую ситуацию в стране. Трубы тянут за собой другие сектора  экономики. Тогда кроме европейского рынка и попыток прорыва в США, имеем серьезный поворот на АТР. В этом случае наша экономика с точки зрения экспортных проблем становится на две ноги вместо одной. Это совершенно разные рынки с точки зрения волатильности, цен и они не попадают в одну фазу. Поэтому получается совершенно другая экономическая устойчивость. [10]

     В 2005 Россия видимо добудет 450 млн. тонн нефти, из которых внутри России потребление  будет 100 млн. тонн, 80-100 млн. тонн пойдет на экспорт в виде нефтепродуктов, все остальное пойдет на экспорт в виде нефти. В пределах до 2008-2010 гг. – это максимальный потолок, который Россия достигла по добыче нефти. Поэтому реальный, экономически эффективный объем рынка нефти – это 350 млн. тонн. Это то, что проходит через систему трубопроводов на экспорт и то, что потребляется внутри России. Это навсегда и надолго.

3. Цены на нефть

        Основным недостатком  внутреннего рынка нефти является отсутствие цивилизованного рыночного  механизма формирования цен на нефть. Одной из проблем топливно-энергетического комплекса продолжает оставаться проблема низких внутрикорпоративных цен на нефть. Связано это с тем обстоятельством, что финансирование геологоразведочных работ и, соответственно, приращение запасов нефти в последние годы осуществляются исключительно за счет отчислений на возмещение минерально-сырьевой базы, остающихся в распоряжении нефтегазодобывающих предприятий. Эти отчисления представляют собой процент от стоимости товарной продукции. Поэтому занижая эту стоимость, нефтяные компании, тем самым, уменьшают финансирование геологоразведочных работ. Кроме того, уменьшается сумма налогов, идущая в местные бюджеты и используемая в основном на социальные нужды нефтяников. [19]

        Если посмотреть динамику мировых цен Urals, можно выделить следующее: одна картина была до марта 2000г, когда ОПЕК ввел коридор цен 22-28 доллара за баррель. И совершенно другая картина, когда этот коридор заработал. С 2000 по конец 2003г. средняя цена для Urals была чуть больше 25 долларов за баррель. Другое дело, сейчас эти цены убежали выше, но характер поведения цен совершенно другой и размах их колебаний совершенно иной. Это надо иметь в виду, поскольку сегодня это не только налоговая система, но и построение стабилизационного фонда и т.д.

        Прежде всего, вопрос цен на нефть: являются ли цены, которые мы наблюдаем сегодня устойчивыми или же произойдет их снижение. Этот вопрос является определяющим, поскольку от ответа на него зависит экономическая политика, которую имеет смысл проводить. В этой связи хотелось бы подчеркнуть, что нельзя с достаточной степенью уверенности утверждать, что имеющийся уровень цен является устойчивым (табл. 2.3.). 

        Табл. 2.3

Динамика  изменения экспортной и мировой  цен на нефть марки Urals в 2004г. 

        Еще одна реплика  касается банка качества нефти. Если взять цену тюменской нефти, идущую через Туапсе, цену Urals, то получается, что на баррель эта разница порядка 2,5-3 долларов. Отсюда можно подсчитать и цену отсутствия этого банка. Но надо понимать, что это не только экономическая, но и политическая проблема [17]

4. Проблемы данного рынка

     Первая  проблема - достаточно большое число истощающихся месторождений, которые неконкурентоспособны при существующей системе налогообложения. Это месторождения, которые имеют все шансы в ближайшее время быть брошенными. Если бросить эти месторождения с 70-80% выработанности, то Россия потеряет эту нефть. Например, можно потерять 100 млн тонн добычи в год через 5-6 лет. Это вопрос сверхинтенсивной добычи, которая имеет место сегодня, и с разных сторон слышны эти сигналы. Понятно, что при хорошей конъюнктуре стремятся добывать и экспортировать быстрее. Часто отходят от технологии разработки месторождений, добывают более интенсивными способами. Это может привести к тому, что на действующих месторождениях, через какой-то период, например к 2010-2012гг. получить гораздо более резкое падение добычи нефти, чем мы ожидали.

        Вторая проблема - в том, что многие ресурсы сосредоточены в неосвоенных регионах, где нет инфраструктуры, чтобы их разрабатывать.

      Третья  проблема – это воспроизводство запасов и геологоразведка. Непонятно, что препятствует интенсификации вложений в геологоразведку: отсутствие специальных стимулов или отсутствие интереса со стороны компаний, которые в достаточной степени монополизировали сектор, препятствуют появлению иностранных конкурентов и обладают достаточно большим по сравнению с конкурентами объемом запасов, который им неинтересно сильно приращивать. Хотя компании есть разные: ЛУКойл и Сургутнефтегаз достаточно много денег вкладывают в геологоразведку. К сожалению, про другие компании таких слов сказать нельзя. Поэтому, все крутится вокруг выбора одной из двух стратегий: умеренная и качественная, либо сверх интенсивная upstream, ориентированная в основном на экспорт. [23]

     Критерий 2. Анализ собственных возможностей

            1) Общие сведения 

     ЛУКойл  является второй крупнейшей частной  нефтяной компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов. Доля Компании в общемировых запасах нефти составляет около 1,5% и около 2,1% в общемировой добыче нефти. Как показывает табл. 2.4 ЛУКойл на конец 2004 года занимает 7 место, в рейтинге крупнейших энергетических компаний по соотношениям запасов и добычи нефти.