Глава Общая характеристика российского рынка нефти инефтепродуктов Глава Денежный оборот в отрасли 1 Состояние основных фондов компл - polpoz.ru o_O
Главная
Поиск по ключевым словам:
страница 1
Похожие работы
Название работы Кол-во страниц Размер
Петр ВереницынГлава Шанс. Глава Игра унылых. Глава Крыса. Глава Придумай... 12 2769.3kb.
Общая характеристика ООО «Евролифт» Глава 2 2 302.87kb.
Тихий ангел Глава Где никто рождает ничто Глава Камень мудрецов Глава... 15 3851.94kb.
Стр. 3 Глава I. Краткая характеристика основных мировых систем управления... 1 201.58kb.
Методология оценки, реализуемая в пик 5 637.94kb.
Рынок труда и доходы населения учебное пособие 15 3341.45kb.
Тенденции институционального развития мирового рынка нефти и перспективы... 3 292.57kb.
План глава Экономическая природа ценных бумаг 5 Сущность государственных... 1 376.09kb.
Финансовое состояние отрасли 1 81.12kb.
Книга Памяти. Глава 2 Интернет-музей отряда 2 466.04kb.
Лизы Джименез Введение Существует ли Бог на самом деле? Глава первая... 2 527.36kb.
В стратегии «Казахстан-2050» Н. А. Назарбаев отмечает: «Наша современная... 1 51.65kb.
1. На доске выписаны n последовательных натуральных чисел 1 46.11kb.

Глава Общая характеристика российского рынка нефти инефтепродуктов Глава Денежный - страница №1/1




Проблемы развития российского рынка нефти и нефтепродуктов

Содержание Введение…………………………………………………………..3 Глава 1. Общая характеристика российского рынка нефти инефтепродуктов…………………………………………………………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 нефтяногокомплекса………………………………………………………………23 Заключение………………………………………………………29 Список использованной литературы…………………………..32 Введение Термин «нефть», пришедший к нам из персидского языка через турецкоеслово «neft», в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятогословосочетания «черное золото». И объясняется этот факт не только тем, чтосегодня нефть, наряду с природным газом, является основным и практическибезальтернативным источником энергии, но и тем, что ее запасы невосполнимы.При этом дальнейшей переработке подвергаются лишь 10% добываемой сыройнефти, остальные 90% - сжигаются. Как минимум, два десятилетия многие аналитики всерьез пугаличеловечество тем, что еще каких-нибудь 40-50 лет, и ее запасы будутполностью исчерпаны. И тем не менее на сегодняшний момент использованиенефти практически эквивалентно ее добыче. К концу ХХ века ее фактическиемировые запасы насчитывали 1 триллион 46 миллиардов баррелей. Потенциальноже это количество может быть неизмеримо большим. В ходе развития нефтяного рынка его центрами оказались практически дварегиона: США и Ближний Восток. Первая половина XX в. явилась переходнымпериодом. До начала XX в. США принадлежало не менее 75% добываемой во всеммире нефти. Главной особенностью становления нефтяной отрасли в миреявлялось превосходство США в добыче нефти на государственном уровне идоминирование до 1911 г. компании Standard Oil на корпоративном. Хотязначительная трансформация произошла в середине века, но периодом сменыключевого региона добычи можно считать начало 1970-х годов, когда СШАвпервые прибегли к широкомасштабному импорту нефти. По мере увеличениядобычи нефти в Персидском заливе стала возрастать роль арабских стран,которые в 1960 г. создали ОПЕК. Вошедшим в него государствам потребовалосьот 10 до 15 лет, чтобы национализировать места добычи (разорватьконцессионные соглашения с западными компаниями), то есть перенаправитьприбыль в свою пользу. В 1973 и 1979 гг. произошли кризисы (вследствиесоответственно арабо-израильского конфликта и иранской революции), давшиеимпульс развитию энергосберегающих технологий и замедлившие ростпотребности 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. Вторымкрупным экспортером был СССР. Три события, прямо или косвенно повлиявшие на рынок нефти, произошли в1980-е годы. В 1983 г. были проведены первые торги по фьючерсным контрактамна нефть, что послужило толчком для развития рынка производных нефтяныхинструментов, причем формирование срочного рынка в корне изменило парадигмунефтяных компаний, увеличив вес их финансовых операций. Два других события- авария на Чернобыльской АЭС и гибель танкера Valdez компании Exxon уберегов Аляски - усилили экологическое движение, частично ограничивразвитие атомной энергетики в США и ужесточив правила транспортировкинефти, что привело к повышению стоимости ее перевозки. После второй мировой войны экономический рост в мире во многом былобеспечен за счет относительно низкой и стабильной цены на сырую нефть. Какправило, переработка ее осуществляется в местах потребления, посколькудешевле доставить к регионам потребления сырую нефть, чем нефтепродукты. Впоследние десятилетия наблюдается волатильность цены на сырую нефть, чтоможет повышать потенциальные издержки некоторых участников рынка. Современи окончания нефтяных кризисов 1970-х годов номинальная цена нефтиколебалась в среднем от 18 до 20 долл. за баррель. К концу прошлого века ив начале нынешнего ценовой диапазон изменился и составил 20-25 долл. забаррель. Ввиду актуальности вопроса о нефти в настоящее время, темой своейкурсовой работы я выбрал «Проблемы развития российского рынка нефти инефтепродуктов». В данной работе я постараюсь не только оценить проблемыразвития 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 потребляетпочти 1/5 произведенной в мире нефти. С его расширением в 2004 г.увеличатся не нефтяные запасы союза, а потребление нефти, зависимость отимпорта будет расти. В настоящее время зависимость ЕС от импорта нефти ужесоставляет более 70%. Россия – второй важнейший внешний источник нефти дляЕС после Норвегии. Сейчас больше чем 15% суммарного нефтяного импорта ЕСпоступает из России, и после расширения ее доля будет увеличиваться.Нефтяной баланс США еще менее устойчив по сравнению с ЕС. Хотя США имеюттолько 3% мировых запасов нефти, они потребляют 1/4 ее мировогопроизводства. Американская экономика кардинально зависит от импортаэнергоносителей, она «проглотит» через 4-5 лет все собственные запасыстраны, если откажется от импорта. Однако нефтяные запасы стран-соседей СШАотносительно велики, у Мексики – почти такие же, как у США. На американскомконтиненте в целом находится приблизительно 15% глобальных нефтяныхзапасов. 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%). ВнеБлижнего Востока самые большие запасы имеют Венесуэла и Россия. Венесуэлаобладает 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 нефтяныхзапасов расположены в Западной Сибири. Достаточно большие запасы обнаруженына севере Европейской части России. Крупнейшие российские нефтяные компании– ТНК, «ЛУКойл», ЮКОС, «Роснефть» и «Сургутнефтегаз» - располагают запасаминефти почти в 13 млрд. т (см. табл. 2). Более чем 100 компаний добывают нефть в России, но подавляющая частьдобычи фактически находится в руках 10 вертикально интегрированныхкомпаний[1], их объем производства составляет приблизительно 350 млн. т –90% производства нефти в России. Две самые крупные компании – «ЛУКойл» иЮКОС 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 своюдеятельность на российском рынке. В 2000 году суммарный объем производстваиностранных компаний достигал 6-7% российского[2]. Прямые иностранныеинвестиции в топливно-энергетический сектор российской экономики составлялиоколо 10% их общей суммы[3]. Главные зарубежные игроки в российскомнефтяном бизнесе (в алфавитном порядке) – Agip, British Petroleum, BritishGas, 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% - железнодорожнымтранспортом. 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 пересекаетсеверную Украину и проходит через Венгрию и Словакию, заканчиваясь в Чехии.Северная магистраль сейчас загружена полностью, в то время как южная имеетзапас пропускной способности, и поэтому Россия стремится увеличить еемощность, соединив южную ветвь «Дружбы» с трубопроводом «Adria». Последнеепредоставит российским экспортерам нефти прямой доступ к Адриатическомуморю, 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. Другоепреимущество порта Омисал – меньшее расстояние до американских портов.Единственная альтернатива, которая обещает более низкие издержкитранспортировки российской сырой нефти в западноевропейские страны и США –строительство Мурманского порта. Балтийская трубопроводная система (БТС) включает 450-километровыйтрубопровод от Харяги (Ненецкий автономный округ, Архангельская область) доУсы (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 трубопроводаСуходольная-Родионовская. Эта 250-километровая магистраль позволяетроссийским нефтяным компаниям транспортировать нефть до Новороссийскогоэкспортного нефтяного терминала, не используя ветвь, проходящую поукраинской территории, что дает возможность российским компаниям избежатьвысокой платы за транзит и нелегальной откачки нефти. Пропускнаяспособность трубопровода - примерно 16-25 млн. т. Помимо западных маршрутов Россия стремится развивать трубопроводнуюсеть на Востоке. ЮКОС строит трубопровод длиной 1700 км и пропускнойспособностью 25-30 млн. т от Ангарска до Дацина в Маньчжурии. ExxonMobil - оператор проекта "Сахалин-1" - выступает застроительство 250-километрового подводного трубопровода через Татарскийпролив до порта Де-Кастри на российском материке, что позволит наращиватьэкспорт нефти в азиатские страны. Слабое место проекта кроется в том, чтоДе-Кастри не является незамерзающим портом. Пропускная способность итерминала, и трубопровода должна достигнуть 12-15 млн. т. Консорциум "Сахалин-2", возглавляемый RD Shell, планирует экспортнефти в Японию, Южную Корею и Тайвань. Для этого нужно построить 800-километровый трубопровод через весь Сахалин к свободному ото льда портуПригородное. Этот план недешев, но позволяет экспортировать нефть круглыйгод. Порт Новороссийск на Черном море - крупнейший экспортный нефтянойтерминал России. В 2002 г. через порт прошло 45 млн. т сырой нефти. Уже вближайшем будущем его пропускная способность может быть увеличена. ХотяНовороссийск - незамерзающий порт, главная проблема здесь - частые исильные штормы. В 2002 г. он был закрыт из-за непогоды на 85 дней, то естьв среднем почти два дня в неделю. Важны для экспорта нефти из России и порты на Балтийском море. Главнымнефтяным терминалом здесь традиционно был латвийский порт Вентспилс. Но егодоминирующие позиции поколеблены ввиду быстрого развития Таллиннскогопорта, хотя к нему нефть нужно транспортировать по железной дороге, тогдакак к Вентспилсу подходит трубопровод. Приморск - самый крупный балтийский нефтяной терминал, находящийся нароссийской территории. В 2002 г. в Приморске было обслужено 135 танкеров иотправлено 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 пропускнаяспособность, как ожидается, вырастет, если порт будет также пропускатьсырую нефть. Строительство небольшого нефтяного терминала с начальной пропускнойспособностью менее 1 млн. т запланировано в Выборге. В ноябре 2000 г."ЛУКойл" открыл нефтяной терминал в Калининграде. В 2001 г. компанияпостроила еще один терминал в Калининграде с объявленной пропускнойспособностью 2,5 млн. т. Эти терминалы, по оценкам, способны перегружать до3-5 млн. т нефти ежегодно. На севере России есть четыре нефтяных порта - Варандей, Архангельск,Витино и Мурманск. Варандейский терминал с начальной пропускнойспособностью 1,5 млн. т был построен "ЛУКойлом" и вступил в строй в августе2000 г. Компания надеется повысить ее до 10 млн. т. Она будет загружатьздесь собственные танкеры водоизмещением 16-20 тыс. т и отправлять их вМурманск, где сырая нефть будет перегружаться на тяжелые суда, которыестанут использоваться для экспорта нефти в Европу и США. "Роснефть" планирует инвестировать приблизительно 15 млн. долл. вмодернизацию терминала в Архангельске с целью удвоения его пропускнойспособности (с 2,5 млн. до 4,5 млн. т в год). Но зимой этот терминал частоиспытывает проблемы, так как не хватает ледоколов, чтобы освобождатьарктический порт ото льда. Порт Витино расположен на юго-западном побережье Кандалакшинскогозалива на Белом море. Пропускная способность порта - 4 млн. т. Сырая нефтьпоступает в Витино по железной дороге, откуда отправляется небольшимитанкерами водоизмещением до 70 тыс. т в Мурманск, где перегружается накрупные танкеры и затем экспортируется в Европу или США. В 2002 г. объемытранспортировки нефти через Витино увеличились с 0,1 млн. до 2,8 млн. т. Один из самых амбициозных планов, способных повлиять на работубалтийских нефтяных терминалов, - строительство Мурманского нефтяноготерминала. Консорциум четырех российских нефтяных компаний - "ЛУКойл",ЮКОС, ТНК и "Сибнефть" - планирует сооружение трубопровода от ЗападнойСибири до Мурманска. Инвестиции, требуемые для финансирования этогопроекта, - 3,4-4,5 млрд. долл. Мурманский порт будет иметь несколько преимуществ. Первое - огромнаяпотенциальная пропускная способность в 60-120 млн. т. Второе -круглогодично свободное ото льда море в отличие от портов, расположенных навостоке Балтийского моря. Третье - защищенная гавань и уникальные глубиныКольского залива позволят загружать танкеры водоизмещением 300 тыс. т.Четвертое - самый экономный транспортный маршрут. Транспортировка тоннынефти этим маршрутом из Сибири в США будет стоить 24 долл., тогда как черезнефтепровод "Дружба-Adria" - 29,5 долл., через каспийский трубопровод -29,9 долл. По оценкам, реализация проекта начнется в 2004 г. и закончится в2007 г. Россия продолжит сокращать зависимость от транзита нефти через страныБалтии: "Транснефть" стремится "отобрать" у балтийских операторов плату затранзит и портовые платежи. Нефтяной транзит через страны Балтии или любыедругие государства будет действовать только как дополнительный маршрут дляслучаев, с которыми российские терминалы не смогут справитьсясамостоятельно. Роль балтийских портов в российской нефтяной экспортнойлогистике уменьшится, если будет построен Мурманский порт. Но пока Мурманский порт не построен, объемы транспортировки нефтичерез Балтийское море будут расти. А это, в свою очередь, увеличивает рисккатастрофы танкера. Все государства Балтийского региона должны начатьработу по минимизации вероятности разлива нефти в море, которое в 2004 г.становится практически внутренним морем ЕС. Хотя Россия останется внеСоюза, она должна будет налаживать более тесное сотрудничество с ЕС,поскольку использует и Балтийское, и Средиземное моря как нефтяныетранспортные коридоры на Запад. Решение ЕС не допускать однокорпусные танкеры в гавани стран ЕС после2010 г. абсолютно верно, но если Россия не примет подобных мер, оноостанется половинчатым: опасные суда будут продолжать заполнять свои танкив российских портах и проходить через международные воды Балтийского моря.Кроме того, решение вступает в силу в 2010 г., а катастрофа может произойтиуже сейчас. Балтийское море имеет свою специфику не только благодаря внутреннемустатусу, но также ввиду суровых климатических условий. Дважды в столетиеоно замерзает полностью, Финский залив – каждые десять лет. Лед в Финскомзаливе стоит примерно шесть месяцев, а ведь там располагаются крупнейшиероссийские нефтяные терминалы. Необходимо, чтобы ЕС и Россия создалидейственные регулирующие органы, способные предотвратить выход в море судовслабой конструкции или с командой низкой квалификации. Можно разрешить,например, использование в течение зимнего периода только танкеров сповышенной прочностью корпуса и специально сертифицируемой для работы варктических условиях командой. Россия при максимизации своих нефтяных экспортных доходов не должнаставить под угрозу экологическую безопасность Балтийского моря. Если Россияпродолжит увеличивать масштабы транспортировки нефти через Балтийское море,миллионам людей, живущих на его берегах, останется надеяться, чтороссийское правительство не позволит судовладельцам играть в "русскуюрулетку", зарядив пистолет новыми пулями - однокорпусными танкерами.Увеличение масштабов транспортировки нефти через Балтийское море - намногоболее серьезная угроза интеграции России с ЕС, чем пресловутая проблемакалининградского транзита. ГЛАВА 2 2.1 Состояние основных фондов комплекса Состояние основных производственных фондов (ОПФ) нефтяного комплексахарактеризуются большой долей износа, а их технологический уровень являетсяотсталым. В целом, в нефтедобывающей промышленности степень износа ОПФсоставляет около 55%, а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70%(Башнефть, Татнефть, ОНАКО, ТНК, Самаранефтегаз). Соответствующие данныеприведены в таблице 5. Т а б л и ц а 5 Износ основных фондов нефтяных компаний|Компании |Износ ОПФ (%) |Выбытие/ввод ОПФ ||Башнефть |70 |0,89 ||Татнефть |70 |0,66 ||ЛУКойл |60 |0,49 ||КОМИТЭК |60 |0,79 ||ОНАКО |70 |1,83 ||Роснефть |60 |0,65 ||Сибнефть |60 |0,52 ||СИДАНКО |н. св. |1,89 ||Саратовнефтегаз |70 |2,94 ||Славнефть |60 |0,49 ||Сургутнефтегаз |60 |0,53 ||ТНК |70 |0,90 ||ЮКОС (Самаранефтегаз) |60 |2,14 | Износ основных фондов в нефтепереработке составляет 60%. Доляполностью изношенных основных фондов, на которые не начисляется амортизациясоставила в нефтедобыче и нефтепереработке соответственно 22% и 39%. т.е.ситуация в нефтепереработке хуже, чем в нефтедобыче, в том числе с точкизрения экологической безопасности. Сегодня глубина нефтепереработки находится в интервале 62-64%, среднийуровень изношенности оборудования составил более 80%, а срок службыпревысил все возможные пределы (в основном, более 25 лет). Основнойпричиной этого является то, что финансирование нефтепереработки всегдаосуществлялось по остаточному принципу, и все ресурсы направлялись внефтедобычу. Что касается нефтедобычи, можно констатировать, что разработканефтяных месторождений находится в сложном положении. Накоплен значительныйфонд простаивающих скважин, нарушен баланс отбора жидкости и закачки воды,имеются большие потери попутного газа. Нефтяные предприятия не располагают современными техническимисредствами для разработки трудноизвлекаемых запасов и эксплуатацииместорождений, находящихся в поздней стадии. Основные фонды нефтепромысловимеют большую изношенность и требуют своего обновления, прежде всеготехнологического оборудования и нефтепромысловых коммуникаций. Рост добычинефти происходит путем увеличения отдачи от действующих скважин на основеиспользования традиционных технологий. 2.2 Основные направления капиталовложений в комплексе Необыкновенно благоприятная конъюнктура на мировых рынках идевальвация рубля создали хорошие условия для инвестирования в нефтянойкомплекс. Нефтяные компании увеличили капитальные затраты и за счет этогосумели увеличить объемы производства. В первом полугодии 2000 года капиталовложения в нефтедобычу выросли на92%, в нефтепереработку на 85% (огромные темпы). За этот периодкапиталовложения в промышленность в целом выросли на 19%. Произошлосущественное увеличение инвестиций в основной капитал, как по отрасли, таки по отдельным нефтяным компаниям. Фактические инвестиции превышают дажеотчетные данные компаний (по оценкам авторитетных экспертов – на 30 %) всвязи с широким использованием схем финансирования капиталовложений,отражаемых в отчетности лишь частично. Компании широко используют механизмы инвестирования, при которых ихаффилированные структуры, зарегистрированные в российских оффшорных зонах,покупают нефтяное оборудование, а затем сдают его в аренду нефтедобывающимпредприятиям, входящим в структуру компаний. Указанные структуры по родудеятельности могут не относится к нефтедобывающей отрасли. Соответственноих операции по закупке оборудования не будут отражаться статистикой какинвестиции в основной капитал в нефтедобыче. Следует подчеркнуть, что российские ВИНК, имея на своем балансе вдвоебольший объем запасов, по сравнению с крупными мировыми компаниямиобеспечивают вдвое меньшую добычу нефти. Можно утверждать, что проблемавосполнения запасов не является самой актуальной в ближайшие 5-10 лет.Причем показатель комплексно-экономической оценки качества запасовзначительно превышает соответствующие показатели в США и Канаде, хотя иниже, чем во многих нефтедобывающих странах. Характеризуя качество запасовпромышленных категорий, следует отметить, что около 75% запасовсосредоточено на разрабатываемых месторождениях, имеющих инфраструктуру. Следует напомнить, что нынешние запасы нефтяных компаний готовилисьеще в советский период и были рассчитаны на объемы добычи нефти в 580млн.т. То есть приблизительно 35-40% имеющихся запасов нуждается ввовлечении в активную разработку, а на сегодня это замороженные капитальныевложения, сделанные в предыдущий период. В этой связи обоснованным являетсяповедение нефтяных компаний с низкими объемами геологоразведочных работ.Когда в наличии имеются эффективные разрабатываемые запасы и естьвозможность приобретения лицензий или активов с доказанными запасами поболее низкой цене, только существование налога в виде отчислений нагеологоразведочные работы вынуждает нефтяные компании осуществлятьразведочное бурение или под ее видом показывать эксплуатационное бурение.Нигде в мире (кроме Казахстана) не существует налога такого типа, а у насэффективность использования федеральных и региональных средств нагеологоразведочные работы на нефть близки к нулю. В этой связипервоочередной задачей должна быть отмена этого налога, так как этотцелевой фонд не используется по назначению. Кроме того, вопрекираспространенной точке зрения, вложения в геологоразведку в нефтяномкомплексе не являются в настоящее время первоочередными. Остановимся на вопросе определения наиболее насущных направленийвложений в основной капитал в нефтяном комплексе. Исследования западных экспертов сосредоточены на нефтедобывающейотрасли, оставляя в стороне важнейшие подсистемы переработки нефти инефтепродуктообеспечения. В частности исследовательская группа «Маккинзи»аргументирует, что именно нефтедобыча является ключевой сырьевой отраслью,играющей особо важную роль в российской экономике. Действительно, развитиев России сырьевых отраслей очень важно для стран ОЭСР, а для самой России внастоящее время более важно развитие нефтепереработки и обеспечениекачественными нефтепродуктами потребности растущей экономики[5]. В исследовании рассматриваются варианты роста нефтедобычи до 372млн.т. и 571 млн. т. в год к 2009 г., при этом ежегодные инвестициисоставляют от 15 до 35 млрд. долл., объем экспорта нефти достигает 174-372млн. т., а доля прямых иностранных инвестиций доходит до 40%. Высокая доляпрямых иностранных инвестиций связывается с благоприятным инвестиционнымклиматом, а конкретно с законодательством соглашения о разделе продукции.Соответственно основная доля добытой нефти в первые 10-15 лет будетвывезена за рубеж в виде затратной (компенсационной) продукции. Главным изъяном подходом «Маккинзи» является однобокое рассмотрениенефтяного комплекса России как потенциального сырьевого придатка. Т.е.задачи исследования сконцентрированы на удовлетворении потребностей Западав сырой нефти. Совершенно не рассматриваются задачи определения приоритетовинвестиций, обеспечения внутреннего спроса при минимальном потреблениинефти, создания прозрачного внутреннего рынка нефтересурсов, мобилизациивнутренних ресурсов для развития нефтяного комплекса России. Исходя из анализа состояния основных производственных фондов,значительные вложения должны быть сделаны в нефтеперерабатывающуюпромышленность. По оценкам ТЭНИ один рубль, вложенный в нефтепереработку,по эффективности равен 2-3 рублям инвестиций в нефтедобычу. Углублениепереработки позволит обеспечивать потребности народного хозяйства применьшем объеме потребляемой нефти. 2.3 Источники инвестиций Переходя к анализу источников инвестиций в нефтяной комплекс отметим,что в 1999 году собственные средства компаний составили 77% общего объемаинвестиций в отрасль. По данным официальной отчетности, общий объем прибылинефтяного сектора в 1999 году увеличился до 139,2 млрд. руб. (в валютномэквиваленте - 5,7 млрд. долл.), против 19,5 млрд. руб. по итогам 1998 г.(2,0 млрд. долл.). В 2000 г. под влиянием продолжающегося роста мировых ценего финансовые показатели продолжали улучшаться: по итогам I-ого полугодияприбыль нефтяного комплекса уже достигла 140,3 млрд. руб. (4,94 млрд.долл.), а в расчете на год этот показатель достигнет 9 млрд. долл. Амортизационные отчисления составляют незначительную часть собственныхсредств. По расчетам ТЭНИ в настоящий момент амортизация составляет менее4% от товарной продукции при оценке товарной продукции по трансфертнымценам и менее 1,5% при использовании рыночных цен. Главная причина этого –старые, выработавшие срок службы, изношенные основные фонды, на которые уженельзя начислять амортизацию. В силу специфики нефтедобывающей отрасли, никакие полноценныеамортизационные отчисления не могут компенсировать сокращение активовотдельных предприятий и отрасли в целом, поскольку в качестве основногоактива выступает право на разработку недр. Постановка прав на эксплуатациюзапасов на балансы нефтяных компаний привела бы к существенному увеличениюпоследних, что способствовало бы росту их капитализации на фондовых рынкахи открывало новые возможности по привлечению средств. 2.4 Трансфертное ценообразование и рентный доход от добычи нефти Одними из наиболее дискутируемых сегодня вопросов являются следующие:в достаточной ли степени государство облагает доходы от добычи нефти, икакая доля рентных доходов остается в распоряжении предприятий.Определенную проблему при такой оценке представляет широкое использованиетрансфертного ценообразования, в результате которого цена нефти, котораяиспользуется для определения бухгалтерского финансового результата,оказывается отличной от так называемой справедливой "рыночной" цены нефти. Что такое «справедливые» цены в отсутствие рыночных котировок?Возможна ли в принципе такая постановка вопроса? А если возможна, то каксовместить объективно разные представления о справедливости у различныхсубъектов хозяйствования? Скажем, справедливость для Запада видится как ориентация на мировыецены. Это, конечно, очень либерально, но это означает поставить крест нароссийской промышленности и стать энергетическим придатком для развитыхэкономик. Справедливость для государства – зафиксировать некий базовый уровеньцен на нефть, а все что «сваливается» на них сверх этого уровня – отбиратьв виде налогов. Все механизмы расчета «рыночных» цен нацелены именно наизъятие сверхприбыли. Наконец, справедливость для компаний. Некоторые компании пытаютсяприменять трансфертные цены в качестве своеобразного экономическогоинструмента, и это разумно: планомерная динамика внутрикорпоративных цениспользуется в качестве некоего норматива, соответствие которомуобеспечивает для НГДУ все необходимые доходы, а «зашкаливание» за нормативтребует мер по экономии издержек. Это объективно ведет к уменьшениюстабилизации издержек у ВИНК, да и в экономике в целом. Прибылью же отрастущих мировых цен, считают в компаниях, делиться не следует: во-первых,если вдруг цены упадут, государство не будут дотировать компании, а во-вторых, компании более эффективно инвестируют получаемые дополнительныесредства, чем их тратит государство. Наша экономика не готова к восприятию мировых цен – слишкомнеконкурентной она тогда окажется. Определенный протекционизм России простонеобходим. Кроме того, в настоящее время трансфертные цены, используемыебольшинством компаний, практически совпадают с расчетными «бензиновыми» -трансфертные, в основном, колеблются в пределах 1200-1350 руб. за тонну,«бензиновая» составляет 1225 руб. за тонну нефти. Это совпадение указываетна реальное положение дел с ценой. Наконец, необходимо отметить, что затраты компаний, производимые изприбыли, не состоят только из капитальных вложений, текущих дивидендов иренты, подлежащей изъятию. В частности, необходимо еще пополнять страховыеи социальные фонды и покрывать убытки прошлых лет. Другой проблемой является структура рентного дохода, извлекаемогогосударством от добычи нефти. В текущий момент, используются два механизмаизъятия рентного дохода. Первый основывается на валовой оценке нефтяногосырья и включает роялти и отчисления на ВМСБ. Другой механизм заключается вадминистративном назначении изымающих сверхдоход налогов: акциза,взимаемого со всего объема добываемой нефти, и вывозной таможенной пошлины,взимаемой с экспортируемой нефти. При этом величина рентного дохода никак не зависит от индивидуальнойприбыльности конкретных проектов по разработке месторождений и извлекаеттолько абсолютную, но не дифференциальную ренту. Естественно, что этосоздает проблемы как с точки зрения наиболее полного извлечения рентыгосударством, так и с точки зрения возможности реализации высокозатратныхпроектов в добыче нефти. Несмотря на очень высокую среднюю прибыльность добычи нефтинежелательным является повышение доли государства в рентном доходе путемувеличения ставок имеющихся налогов, основанных на валовых показателях, ане показателях эффективности. Во-первых, очевидно, что при этом все большееколичество высокозатратных проектов окажется нерентабельными. Во-вторых,ввиду того, что основным источником сверхдоходов является низкий курс рубляв реальном выражении (который, заметим, сейчас быстро растет), доходностьпроектов, использующих импортное высокотехнологичное оборудование гораздониже, чем проектов, не требующих такого оборудования. В третьих, длянезависимых производителей нефти, не входящих в ВИНК, отсутствуетвозможность получения дохода при реализации нефтепродуктов и, такимобразом, они находятся в более сложных экономических условиях по сравнениюс ВИНК. 2.5 Направления реформирования налогообложения нефтяного комплекса Сложившееся положение в налоговой сфере не способствует благоприятномуинвестиционному климату и является одной из причин того, что даже в периодблагоприятной экономической конъюнктуры в нефтяном комплексе наблюдаетсяотток инвестиций. Вот ключевые направления реформирования действующейналоговой системы. 1. Акциз на нефть и вывозная таможенная пошлина на нефть в ихсегодняшнем виде должны быть отменены. В качестве альтернативы должен бытьвведен налог на сверхприбыль, который одновременно должен удовлетворятьследующим требованиям:- обеспечивать разный уровень налогообложения в зависимости от конечнойцены реализации;- обеспечивать справедливый раздел сверхприбыли от добычи нефти междугосударством и предприятиями;- исчисляться по прозрачному алгоритму, что обеспечит стабильность ипредсказуемость налоговых условий;- учитывать в необходимых случаях индивидуальные особенностиразрабатываемых месторождений, при этом не создавая чрезмерных стимулов длязавышения затрат. В результате предлагаемый налог на сверхприбыль, выполняя какфискальную, так и регулирующую функции акциза на нефть и вывознойтаможенной пошлины, будет способствовать созданию благоприятногоинвестиционного климата в российском нефтяном комплексе. 2. Эффективность введения налога на сверхприбыль может быть обеспеченатолько в случае решения проблемы трансфертных цен. Для выработки подходов кее решению необходим всесторонний анализ существующего положения дел всфере формирования цен на сырую нефть и богатой международной практикирешения подобных проблем. Наиболее простым с технической точки решением является привязкавнутренних цен на нефть к мировым. Но это сделает цены на нефтепродуктыпрактически недоступными для большинства российских потребителей. Во-первых, существуют значительная разница между паритетом покупательнойспособности и коммерческими курсами доллара и европейских валют (врезультате, российский покупатель платит за товары, продаваемые по мировымценам, в три-четыре раза больше, чем за "внутрироссийские"). Во-вторых,низкая эффективность переработки приведет к тому, что цены на нефтепродуктыокажутся даже выше мировых. В-третьих, высокая энергоемкость российскойэкономики не позволяет перейти к мировым ценам без обвального паденияпроизводства, а повышение эффективности потребления энергии требуетогромных инвестиций. В сложившейся ситуации наиболее целесообразным представляетсяустановить минимальную цену нефти для налогообложения исходя из стоимостикорзины нефтепродуктов за вычетом стоимости переработки и нормативарентабельности (см. выше). Это обеспечит приближение применяемых компаниямицен к "справедливым" рыночным ценам. Необходимо обеспечить симметричность в отношениях налоговых органов ипредприятий. Это подразумевает, что не только налоговые органы имеют праводоначислить налоги в случае, если, по их мнению, применяемые при продажахцены ниже рыночных, но и ВИНК должны иметь возможность при помощиофициальной методики рассчитать, какие цены необходимо применять присделках по продаже нефти внутри ВИНК, чтобы в дальнейшем эти цены не моглибыть признаны налоговыми органами заниженными. 3. Ставка отчислений на ВМСБ (10% - для нефти) должна быть либоотменена, либо снижена до такого уровня, чтобы величина отчисленийоказалась достаточной для финансирования фундаментальных и общерегиональныхисследований. При этом введение этого налога целесообразно лишь в томслучае, если расходование бюджетных средств будет осуществляться строго наэти цели. Предлагаемые изменения налогообложения нефтяного комплекса могли быпривести к существенному улучшению условий хозяйствования для нефтяныхкомпаний. Однако трудно предположить, что в современных условияхгосударство пойдет на отмену такого хорошо собираемого налога, какэкспортная пошлина. В этих условиях мы против немедленного введения налогана сверхприбыль. В целом действующая система налогообложения нефтяногокомплекса может быть сохранена при выполнении двух важных условий. Взимание экспортной пошлины должно быть оформлено законодательно счетко – на уровне формулы – прописанной связью между ставкой пошлины имировыми ценами. Это могло бы понизить степень неопределенности припланировании внутри нефтяных компаний и стимулировать осуществлениеинвестиционных проектов с большим периодом отдачи. Вторым важным условием является поддержка государством высокогонынешнего уровня инвестиционной активности нефтяных компаний. Для этогонеобходимо, по крайней мере, не отменять существующих льгот поналогообложению при осуществлении компаниями вложений в основной капитал. Заключение Нефтяной комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад вформирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений вбюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса впромышленном производстве. Нефтяные кампании делают весьма масштабные инвестиции. По темпамприроста вложения в нефтедобычу более чем в 4 раза превышаютсреднеотраслевые по промышленности. Но основные фонды отрасли в значительной степени изношены, особенновелика степень их износа в нефтепереработке. Капитальный ремонт внефтепереработке почти равен объему инвестиций. Недостаточность инвестицийв техническое перевооружение увеличивает вероятность техногенных катастроф.Для увеличения объемов нефтедобычи, а также для модернизациинефтепереработки комплекс нуждается в больших капиталовложениях. Естьоснования полагать, что для поддержания и развития производства нефтяныекампании делают значительно большие капитальные вложения, чем отражено встатистической отчетности. По авторитетным заявлениям руководителейнефтяного бизнеса, а также исходя из проведенных нами экономическихрасчетов, реальный объем инвестиций примерно на 30% превышает объем,зафиксированный в отчетности. Причины занижения объема инвестиций восновной капитал кроются в чрезмерно обременительной российской налоговойсистеме и общей политико-правовой неопределенности деятельности нефтяныхкампаний. Финансовым источником для дополнительных инвестиций в нефтянойкомплекс в значительной степени служат средства, сэкономленные прииспользовании механизмов трансфертного ценообразования. Для модернизации нефтяного комплекса в ближайшие 5 лет в негонеобходимо вложить, по разным оценкам, 25-40 млрд. долл. Наиболееприоритетными направлениями инвестиций в нефтяной комплекс на ближайшуюперспективу следует считать:- инвестиции в транспорт нефти на экспортных направлениях, включаядальневосточное;- инвестиции в промышленную инфраструктуру нефтедобычи, включая трубноехозяйство нефтяных кампаний;- инвестиции в нефтепереработку, имея в виду, что реализуемые здеськапиталоемкие и продолжительные проекты требуют кардинального улучшенияинвестиционного климата. Вопреки распространенному мнению, инвестиции в геологоразведку длянефтяных кампаний не являются первоочередными. Значительный задел в этойобласти был сделан еще в советские годы. Отсюда вытекает необходимостьотмены налога на ВМСБ, тем более, что бюджетное расходование отраслевыхфондов, созданных на основе этих отчислений крайне неэффективно. При сохранении высоких цен на нефть российские нефтяные компаниирасполагают необходимыми ресурсами для финансирования инвестиций в основнойкапитал. Уникальность ситуации в том, что масштабного привлечения прямыхзападных инвестиций в комплекс в настоящее время не требуется. Однако любыефискальные ужесточения могут обернуться либо необходимостью заимствованийза границей, либо провалами в инвестировании развития отрасли. Действующая в отношении нефтяного комплекса система регулированияиграет негативную роль. Особенно опасны непредсказуемая политикаквотирования экспорта, неопределенная курсовая политика, устойчиво растущиецены на услуги монополистов. Но наибольшую дестабилизирующую роль внефтяном комплексе в настоящее время играет экспортная пошлина, произвольнои непредсказуемо устанавливаемая правительством. При изъятии дополнительныхдоходов нефтяного сектора государство вправе использовать лишь стабильныеналоги - роялти (взимаемый с учетом условий добычи) и налог на прибыль. Вопределенных условиях допустим налог на сверхприбыль, складывающуюся врезультате роста мировых цен на нефть. Основные черты реформы налогообложения нефтяного комплекса выглядятследующим образом:- налог на ВМСБ сокращается до 2% или отменяется вовсе, отменяется и акцизна нефть;- экспортные пошлины либо отменяются, либо устанавливаются законодательнопо жесткой формуле, привязывающей их ставки к мировым ценам на нефть;- обосновывается и вводится налог на сверхприбыль, возникающую от высокихмировых цен на нефть;- облегчается налогообложение инвестиций. Действующие льготы поналогообложению капиталовложений безусловно сохраняются. Список использованной литературы: 1. Глазьев С.Ю. Нефтяная рента: плюсы и минусы опыта Аляски//Налоги в гражданском обществе. – СПб, 2003. 2. Кокурин Д., Мелкумов Г. Участники мирового рынка нефти//Российский Экономический Журнал. – 2003. - № 9. 3. Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский Экономический Журнал. – 2003. - № 9. 4. Стейнер Р. Налогообложение нефтедобычи и использование нефтяной ренты//Вопросы экономики. – 2003. - № 9. 5. Шмаров А.И. Нефтяной комплекс России и его роль в воспроизводственном процессе. – М., 2000. 6. http://www.akdi.ru 7. http://www.bp.com 8. http://www.federalreserve.gov 9. http://www.ipe.uk.com 10. http://www.nymex.gov-----------------------[1] Уже в следующем десятилетии число крупных игроков, вероятно, уменьшитсянаполовину. Слияние компаний ЮКОС и «Сибнефть» - один из признаков началаширокого процесса консолидации в этой сфере.[2] Следует отметить, что многие иностранные фирмы являются на самом делероссийскими компаниями, зарегистрированными за рубежом, чтобы извлечьвыгоду из специальных привилегий, предоставляемых совместным предприятиям синостранными партнерами.[3] Russia Country Profile 2001. The Economist Intelligence Unit. L., 2001;Oil Sector. Troika Dialog, M., May 2001.[4] http://www.eia.doe.gov.[5] Экономика России: рост возможен. Исследование производительностиключевых отраслей. – М.: McKinsey Global Institute, 1999


izumzum.ru