Проблемы развития российского рынка нефти и нефтепродуктов

Проблемы развития российского рынка нефти и нефтепродуктов

Содержание

Введение…………………………………………………………..3

Глава 1. Общая характеристика российского рынка нефти и

нефтепродуктов…………………………………………………………6

Глава 2. Денежный оборот в отрасли

2.1 Состояние основных фондов комплекса………………..…17

2.2 Основные направления капиталовложений в комплексе...18

2.3 Источники инвестиций……………………..………………22

Глава 3. Ценообразование и налогообложение нефтяного

комплекса………………………………………………………………23

Заключение………………………………………………………29

Список использованной литературы…………………………..32

Введение

Термин «нефть», пришедший к нам из персидского языка через турецкое

слово «neft», в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого

словосочетания «черное золото». И объясняется этот факт не только тем, что

сегодня нефть, наряду с природным газом, является основным и практически

безальтернативным источником энергии, но и тем, что ее запасы невосполнимы.

При этом дальнейшей переработке подвергаются лишь 10% добываемой сырой

нефти, остальные 90% - сжигаются.

Как минимум, два десятилетия многие аналитики всерьез пугали

человечество тем, что еще каких-нибудь 40-50 лет, и ее запасы будут

полностью исчерпаны. И тем не менее на сегодняшний момент использование

нефти практически эквивалентно ее добыче. К концу ХХ века ее фактические

мировые запасы насчитывали 1 триллион 46 миллиардов баррелей. Потенциально

же это количество может быть неизмеримо большим.

В ходе развития нефтяного рынка его центрами оказались практически два

региона: США и Ближний Восток. Первая половина XX в. явилась переходным

периодом. До начала XX в. США принадлежало не менее 75% добываемой во всем

мире нефти. Главной особенностью становления нефтяной отрасли в мире

являлось превосходство США в добыче нефти на государственном уровне и

доминирование до 1911 г. компании Standard Oil на корпоративном. Хотя

значительная трансформация произошла в середине века, но периодом смены

ключевого региона добычи можно считать начало 1970-х годов, когда США

впервые прибегли к широкомасштабному импорту нефти. По мере увеличения

добычи нефти в Персидском заливе стала возрастать роль арабских стран,

которые в 1960 г. создали ОПЕК. Вошедшим в него государствам потребовалось

от 10 до 15 лет, чтобы национализировать места добычи (разорвать

концессионные соглашения с западными компаниями), то есть перенаправить

прибыль в свою пользу. В 1973 и 1979 гг. произошли кризисы (вследствие

соответственно арабо-израильского конфликта и иранской революции), давшие

импульс развитию энергосберегающих технологий и замедлившие рост

потребности развитых стран в нефти. К этому времени на долю стран ОПЕК,

оказывающих максимальное влияние на ценообразование, приходилось около 80%

общего объема ее экспорта в мире и почти половина всей добычи. Вторым

крупным экспортером был СССР.

Три события, прямо или косвенно повлиявшие на рынок нефти, произошли в

1980-е годы. В 1983 г. были проведены первые торги по фьючерсным контрактам

на нефть, что послужило толчком для развития рынка производных нефтяных

инструментов, причем формирование срочного рынка в корне изменило парадигму

нефтяных компаний, увеличив вес их финансовых операций. Два других события

- авария на Чернобыльской АЭС и гибель танкера Valdez компании Exxon у

берегов Аляски - усилили экологическое движение, частично ограничив

развитие атомной энергетики в США и ужесточив правила транспортировки

нефти, что привело к повышению стоимости ее перевозки.

После второй мировой войны экономический рост в мире во многом был

обеспечен за счет относительно низкой и стабильной цены на сырую нефть. Как

правило, переработка ее осуществляется в местах потребления, поскольку

дешевле доставить к регионам потребления сырую нефть, чем нефтепродукты. В

последние десятилетия наблюдается волатильность цены на сырую нефть, что

может повышать потенциальные издержки некоторых участников рынка. Со

времени окончания нефтяных кризисов 1970-х годов номинальная цена нефти

колебалась в среднем от 18 до 20 долл. за баррель. К концу прошлого века и

в начале нынешнего ценовой диапазон изменился и составил 20-25 долл. за

баррель.

Ввиду актуальности вопроса о нефти в настоящее время, темой своей

курсовой работы я выбрал «Проблемы развития российского рынка нефти и

нефтепродуктов». В данной работе я постараюсь не только оценить проблемы

развития вышеупомянутого рынка, но и дать этому рынку общую характеристику,

а также рассмотреть различные пути решения проблем.

ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РОССИЙСКОГО РЫНКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Располагая лишь одним процентом мировых запасов нефти, ЕС потребляет

почти 1/5 произведенной в мире нефти. С его расширением в 2004 г.

увеличатся не нефтяные запасы союза, а потребление нефти, зависимость от

импорта будет расти. В настоящее время зависимость ЕС от импорта нефти уже

составляет более 70%. Россия – второй важнейший внешний источник нефти для

ЕС после Норвегии. Сейчас больше чем 15% суммарного нефтяного импорта ЕС

поступает из России, и после расширения ее доля будет увеличиваться.

Нефтяной баланс США еще менее устойчив по сравнению с ЕС. Хотя США имеют

только 3% мировых запасов нефти, они потребляют 1/4 ее мирового

производства. Американская экономика кардинально зависит от импорта

энергоносителей, она «проглотит» через 4-5 лет все собственные запасы

страны, если откажется от импорта. Однако нефтяные запасы стран-соседей США

относительно велики, у Мексики – почти такие же, как у США. На американском

континенте в целом находится приблизительно 15% глобальных нефтяных

запасов.

Мировые разведанные запасы нефти сконцентрированы на Ближнем Востоке.

Пять ближневосточных стран обладают почти 2/3 глобальных запасов:

Саудовская Аравия (25%), Ирак (11%), ОАЭ (9%), Кувейт (9%) и Иран (9%). Вне

Ближнего Востока самые большие запасы имеют Венесуэла и Россия. Венесуэла

обладает приблизительно 7%, Россия – почти 5% глобальных запасов нефти.

Россия производит 10% нефти, в то время как потребляет только 4 (см. табл.

1).

Т а б л и ц а 1

|Мировые запасы нефти, ее производство и потребление |

|в международных сопоставлениях (в % к мировым) |

| |Запасы|Производств|Потребление|

| | |о | |

|Россия |5 |10 |4 |

|США |3 |10 |26 |

|Китай |2 |1 |7 |

|EU15 |1 |4 |18 |

|EU25 |1 |4 |20 |

|Ближний Восток |65 |30 |6 |

|Северная и Латинская Америка |15 |28 |37 |

|ОЭСР |8 |28 |62 |

|ОПЕК |78 |41 |н.д. |

|Источники: BP Statistical Review of World Energy. L., 2002, |

|расчеты - К. Лиухто |

В 1999 г. производство нефти в России составило примерно 300 млн. т,

в 2003 г. оно достигло почти 400 млн. т. Около 3/4 российских нефтяных

запасов расположены в Западной Сибири. Достаточно большие запасы обнаружены

на севере Европейской части России. Крупнейшие российские нефтяные компании

– ТНК, «ЛУКойл», ЮКОС, «Роснефть» и «Сургутнефтегаз» - располагают запасами

нефти почти в 13 млрд. т (см. табл. 2).

Более чем 100 компаний добывают нефть в России, но подавляющая часть

добычи фактически находится в руках 10 вертикально интегрированных

компаний[1], их объем производства составляет приблизительно 350 млн. т –

90% производства нефти в России. Две самые крупные компании – «ЛУКойл» и

ЮКОС производят около 40% нефти (см. табл. 3).

Т а б л и ц а 2

|Нефтяные запасы ведущих российских компаний |

|(по состоянию на 2000 г.) |

|Компания |Запасы нефти, |Доля государственной/ |

| |млн. т |региональной собственности, % |

|"ЛУКойл" |3344 |14 (сейчас 8) |

|ЮКОСв |2607 |0 |

|"Сургутнефтега|1504 |1 |

|з" | | |

|ТНКа |3707 |0 |

|"Татнефть" |841 |33 (Татарстан) |

|"Сибнефть"б |753 |0 |

|"Роснефть" |1573 |100 |

|"Башнефть" |365 |65 (Башкортостан) |

|"Славнефть"в |286 |75 (сейчас 0) |

| а В августе 2003 закончен процесс слияния ТНК с British|

|Petroleum, новая компания ТНК-ВР начала свою деятельность. |

| б ЮКОС и "Сибнефть" находятся в процессе слияния. Новая|

|компания будет крупнейшей в России и четвертой в мире после |

|British Petroleum, ExxonMobil и RD Shell |

| в В 2002 г. государство продало приблизительно 6% акций|

|"ЛУКойла", а "Славнефть" была приватизирована. |

|Источники: Sagers M. Developments in Russian Crude Oil Production|

|in 2000. - Post-Soviet Geography and Economics, 2001, vol. 42, № |

|3, p. 153-201; Oil Sector. |

Некоторые иностранные нефтяные корпорации также начали свою

деятельность на российском рынке. В 2000 году суммарный объем производства

иностранных компаний достигал 6-7% российского[2]. Прямые иностранные

инвестиции в топливно-энергетический сектор российской экономики составляли

около 10% их общей суммы[3]. Главные зарубежные игроки в российском

нефтяном бизнесе (в алфавитном порядке) – Agip, British Petroleum, British

Gas, ChevronTexaco, Conoco, ExxonMobil, Neste Oy, Nirsk Hidro, McDermott,

Mitsubishi, Mitsui, RD Shell, Statoil и TotalFinaElf[4].

Т а б л и ц а 3

|Производство сырой нефти 10 ведущими |

|российскими компаниями (млн. т) |

В 2002 г. 55% российской нефти экспортировалось морским путем, 40 –

через трубопровод «Дружба» и приблизительно 5% - железнодорожным

транспортом. Главный экспортный маршрут российской нефти на Запад –

трубопровод «Дружба» с номинальной пропускной способностью 60 млн. т.

«Труба» пересекает Белоруссию, разделяясь на северную и южную ветви.

Северная идет через Белоруссию и Польшу в Германию. Южная пересекает

северную Украину и проходит через Венгрию и Словакию, заканчиваясь в Чехии.

Северная магистраль сейчас загружена полностью, в то время как южная имеет

запас пропускной способности, и поэтому Россия стремится увеличить ее

мощность, соединив южную ветвь «Дружбы» с трубопроводом «Adria». Последнее

предоставит российским экспортерам нефти прямой доступ к Адриатическому

морю, где танкеры могут быть загружены в глубоководном порту Омисал.

Глубина порта позволяет заходить в него танкерам водоизмещением до 500 тыс.

т, что делает экспорт в США экономически целесообразным. Другое

преимущество порта Омисал – меньшее расстояние до американских портов.

Единственная альтернатива, которая обещает более низкие издержки

транспортировки российской сырой нефти в западноевропейские страны и США –

строительство Мурманского порта.

Балтийская трубопроводная система (БТС) включает 450-километровый

трубопровод от Харяги (Ненецкий автономный округ, Архангельская область) до

Усы (Республика Коми), трубопроводы Уса-Ухта, Ухта-Ярославль и Ярославль-

Кириши, а также трубопровод Кириши-Приморск. БТС находится в собственности

«Транснефти».

В сентябре 2001 г. было закончено строительство трубопровода

Суходольная-Родионовская. Эта 250-километровая магистраль позволяет

российским нефтяным компаниям транспортировать нефть до Новороссийского

экспортного нефтяного терминала, не используя ветвь, проходящую по

украинской территории, что дает возможность российским компаниям избежать

высокой платы за транзит и нелегальной откачки нефти. Пропускная

способность трубопровода - примерно 16-25 млн. т.

Помимо западных маршрутов Россия стремится развивать трубопроводную

сеть на Востоке. ЮКОС строит трубопровод длиной 1700 км и пропускной

способностью 25-30 млн. т от Ангарска до Дацина в Маньчжурии.

ExxonMobil - оператор проекта "Сахалин-1" - выступает за

строительство 250-километрового подводного трубопровода через Татарский

пролив до порта Де-Кастри на российском материке, что позволит наращивать

экспорт нефти в азиатские страны. Слабое место проекта кроется в том, что

Де-Кастри не является незамерзающим портом. Пропускная способность и

терминала, и трубопровода должна достигнуть 12-15 млн. т.

Консорциум "Сахалин-2", возглавляемый RD Shell, планирует экспорт

нефти в Японию, Южную Корею и Тайвань. Для этого нужно построить 800-

километровый трубопровод через весь Сахалин к свободному ото льда порту

Пригородное. Этот план недешев, но позволяет экспортировать нефть круглый

год.

Порт Новороссийск на Черном море - крупнейший экспортный нефтяной

терминал России. В 2002 г. через порт прошло 45 млн. т сырой нефти. Уже в

ближайшем будущем его пропускная способность может быть увеличена. Хотя

Новороссийск - незамерзающий порт, главная проблема здесь - частые и

сильные штормы. В 2002 г. он был закрыт из-за непогоды на 85 дней, то есть

в среднем почти два дня в неделю.

Важны для экспорта нефти из России и порты на Балтийском море. Главным

нефтяным терминалом здесь традиционно был латвийский порт Вентспилс. Но его

доминирующие позиции поколеблены ввиду быстрого развития Таллиннского

порта, хотя к нему нефть нужно транспортировать по железной дороге, тогда

как к Вентспилсу подходит трубопровод.

Приморск - самый крупный балтийский нефтяной терминал, находящийся на

российской территории. В 2002 г. в Приморске было обслужено 135 танкеров и

отправлено приблизительно 12 млн. т сырой нефти. "Транснефтепродукт"

планирует к 2005 г. присоединить терминал к нефтепродуктоводу (Кстово-

Ярославль-Кириши-Приморск) с пропускной способностью 10 млн. т в год.

Нельзя забывать и про Петербургский нефтяной терминал. Примерно 9 млн.

т нефтепродуктов прошли через этот порт в 2002 г., его пропускная

способность, как ожидается, вырастет, если порт будет также пропускать

сырую нефть.

Строительство небольшого нефтяного терминала с начальной пропускной

способностью менее 1 млн. т запланировано в Выборге. В ноябре 2000 г.

"ЛУКойл" открыл нефтяной терминал в Калининграде. В 2001 г. компания

построила еще один терминал в Калининграде с объявленной пропускной

способностью 2,5 млн. т. Эти терминалы, по оценкам, способны перегружать до

3-5 млн. т нефти ежегодно.

На севере России есть четыре нефтяных порта - Варандей, Архангельск,

Витино и Мурманск. Варандейский терминал с начальной пропускной

способностью 1,5 млн. т был построен "ЛУКойлом" и вступил в строй в августе

2000 г. Компания надеется повысить ее до 10 млн. т. Она будет загружать

здесь собственные танкеры водоизмещением 16-20 тыс. т и отправлять их в

Мурманск, где сырая нефть будет перегружаться на тяжелые суда, которые

станут использоваться для экспорта нефти в Европу и США.

"Роснефть" планирует инвестировать приблизительно 15 млн. долл. в

модернизацию терминала в Архангельске с целью удвоения его пропускной

способности (с 2,5 млн. до 4,5 млн. т в год). Но зимой этот терминал часто

испытывает проблемы, так как не хватает ледоколов, чтобы освобождать

арктический порт ото льда.

Порт Витино расположен на юго-западном побережье Кандалакшинского

залива на Белом море. Пропускная способность порта - 4 млн. т. Сырая нефть

поступает в Витино по железной дороге, откуда отправляется небольшими

танкерами водоизмещением до 70 тыс. т в Мурманск, где перегружается на

крупные танкеры и затем экспортируется в Европу или США. В 2002 г. объемы

транспортировки нефти через Витино увеличились с 0,1 млн. до 2,8 млн. т.

Один из самых амбициозных планов, способных повлиять на работу

балтийских нефтяных терминалов, - строительство Мурманского нефтяного

терминала. Консорциум четырех российских нефтяных компаний - "ЛУКойл",

ЮКОС, ТНК и "Сибнефть" - планирует сооружение трубопровода от Западной

Сибири до Мурманска. Инвестиции, требуемые для финансирования этого

проекта, - 3,4-4,5 млрд. долл.

Мурманский порт будет иметь несколько преимуществ. Первое - огромная

потенциальная пропускная способность в 60-120 млн. т. Второе -

круглогодично свободное ото льда море в отличие от портов, расположенных на

востоке Балтийского моря. Третье - защищенная гавань и уникальные глубины

Кольского залива позволят загружать танкеры водоизмещением 300 тыс. т.

Четвертое - самый экономный транспортный маршрут. Транспортировка тонны

нефти этим маршрутом из Сибири в США будет стоить 24 долл., тогда как через

нефтепровод "Дружба-Adria" - 29,5 долл., через каспийский трубопровод -

29,9 долл. По оценкам, реализация проекта начнется в 2004 г. и закончится в

2007 г.

Россия продолжит сокращать зависимость от транзита нефти через страны

Балтии: "Транснефть" стремится "отобрать" у балтийских операторов плату за

транзит и портовые платежи. Нефтяной транзит через страны Балтии или любые

другие государства будет действовать только как дополнительный маршрут для

случаев, с которыми российские терминалы не смогут справиться

самостоятельно. Роль балтийских портов в российской нефтяной экспортной

логистике уменьшится, если будет построен Мурманский порт.

Но пока Мурманский порт не построен, объемы транспортировки нефти

через Балтийское море будут расти. А это, в свою очередь, увеличивает риск

катастрофы танкера. Все государства Балтийского региона должны начать

работу по минимизации вероятности разлива нефти в море, которое в 2004 г.

становится практически внутренним морем ЕС. Хотя Россия останется вне

Союза, она должна будет налаживать более тесное сотрудничество с ЕС,

поскольку использует и Балтийское, и Средиземное моря как нефтяные

транспортные коридоры на Запад.

Решение ЕС не допускать однокорпусные танкеры в гавани стран ЕС после

2010 г. абсолютно верно, но если Россия не примет подобных мер, оно

останется половинчатым: опасные суда будут продолжать заполнять свои танки

в российских портах и проходить через международные воды Балтийского моря.

Кроме того, решение вступает в силу в 2010 г., а катастрофа может произойти

уже сейчас.

Балтийское море имеет свою специфику не только благодаря внутреннему

Страницы: 1, 2