Проблемы развития российского рынка нефти и нефтепродукции

Предмет: Практика
Тип работы: Отчёт
Язык: Русский
Дата добавления: 04.07.2019

 

 

 

 

  • Данный тип работы не является научным трудом, не является готовой работой!
  • Данный тип работы представляет собой готовый результат обработки, структурирования и форматирования собранной информации, предназначенной для использования в качестве источника материала для самостоятельной подготовки учебной работы.

Если вам тяжело разобраться в данной теме напишите мне в whatsapp разберём вашу тему, согласуем сроки и я вам помогу!

 

По этой ссылке вы сможете научиться оформлять отчёт по преддипломной практике:

 

Как написать отчет по преддипломной практике

 

Посмотрите похожие темы возможно они вам могут быть полезны:

 

Регулирование экономических процессов
Вавилонского общества в законах Хаммурапи
Предпринимательская деятельность и ее субъекты
Теневая экономика: понятие, последствия и пути сокращения

 

Введение:

 

В словаре современного мира термин «нефть», пришедший к нам с турецким словом «нафт» от персидского, стал синонимом общеупотребительного выражения «черное золото». И этот факт объясняется не только тем, что сегодня природный газ и нефть являются основным и практически нетрадиционным источником энергии, но и тем, что их запасы незаменимы. В то же время, только 10% добытой сырой нефти очищается, остальные 90% сжигаются.

В течение по крайней мере двух десятилетий многие аналитики серьезно пугали человечество, так как им еще 40-50 лет, и их запасы будут полностью истощены. Однако в настоящее время использование нефти практически эквивалентно ее добыче. В конце двадцатого века реальные мировые запасы достигли 1 триллиона 46 миллиардов баррелей. Потенциально эта сумма может быть слишком большой для измерения.

За время развития рынка нефти почти два региона стали центрами: США и Ближний Восток. Первая половина XX века была переходным периодом. До начала 20 века. У Соединенных Штатов было не менее 75% мировой нефти. Главной особенностью становления нефтяной промышленности в мире было превосходство США на уровне государства по добыче нефти и господство StandardOil над институтом до 1911 года. Хотя в середине столетия произошли значительные изменения, начало 1970-х годов, когда США впервые обратились за крупномасштабным импортом нефти, можно рассматривать как период изменений в ключевом регионе производства. По мере увеличения добычи нефти в Персидском заливе роль арабских стран, создавших ОПЕК, началась в 1960 году. Государствам потребовалось от 10 до 15 лет, чтобы национализировать производственные площади (нарушив концессионные договоры с западными компаниями), то есть направить прибыль на ее преимущества. В 1973 и 1979 годах кризисы (из-за арабо-израильского конфликта и иранской революции), которые ускорили развитие энергоэффективных технологий и замедлили рост спроса на нефть со стороны развитых стран.

К этому времени на страны ОПЕК, которые оказали максимальное влияние на ценообразование, приходилось около 80% всего экспорта в мире и почти половина всей продукции. Вторым по величине экспортером был СССР.

Три события, которые прямо или косвенно влияют на рынок нефти, произошли в 1980-х годах. В 1983 году была проведена первая сделка с фьючерсными контрактами на нефть, что стало движущей силой развития рынков деривативов, а формирование рынка деривативов увеличило вес его финансовых транзакций, коренным образом изменив парадигму нефтяных компаний. Два других инцидента - авария на Чернобыльской АЭС и гибель танкера Exxon Valdez на побережье Аляски - усилили экологическое движение, частично ограничили развитие ядерной энергетики в США и ужесточили правила транспортировки нефти, что привело к увеличению транспортных расходов.

II. После Второй мировой войны экономический рост в мире был в значительной степени достигнут благодаря относительно низкой и стабильной цене сырой нефти. Как правило, переработка осуществляется в регионах потребления, поскольку она дешевле, чем доставка сырой нефти в районы потребления, чем нефтепродукты. В последние годы наблюдалась волатильность цен на сырую нефть, которая могла бы увеличить потенциальные издержки некоторых участников рынка. С конца нефтяных кризисов 1970-х годов номинальная цена на нефть колебалась от 18 до 20 долларов за баррель. В конце прошлого века и в начале текущего ценового диапазона она изменилась до 20-25 долларов за баррель.

Учитывая актуальность проблемы нефти на данный момент, я выбрал тему своего исследования «Проблемы развития российского рынка нефти и нефтепродуктов». В этом исследовании я не только оцениваю проблемы развития рынка, упомянутых выше, но также попытаюсь дать общее объяснение этому рынку, а также рассмотрю различные способы решения проблем.

Общая характеристика российского рынка нефти и нефтепродуктов

Имея лишь один процент мировых запасов нефти, ЕС потребляет около 1/5 мировой нефти. С расширением в 2004 году запасы нефти в Союзе не увеличатся, но зависимость от потребления и импорта нефти увеличится. В настоящее время зависимость ЕС от импорта нефти уже превышает 70%. Россия является вторым по важности внешним источником нефти для ЕС после Норвегии.

Теперь более 15% от общего объема импорта нефти в ЕС поступает из России, и его доля будет увеличиваться после расширения. Нефтяной баланс США еще менее стабилен, чем в ЕС. Хотя США имеют только 3% мировых запасов нефти, они потребляют 1/4 мировой добычи. Американская экономика в основном зависит от импорта энергоносителей; если он отказывается импортировать его, он «проглотит» все свои резервы через 4-5 лет. Однако запасы нефти в соседних странах США относительно велики, в Мексике - почти такие же, как в США. Америка в целом имеет около 15% мировых запасов нефти.

Доказанные запасы нефти в мире сосредоточены на Ближнем Востоке.

Пять ближневосточных стран имеют почти 2/3 мировых запасов: Саудовская Аравия (25%), Ирак (11%), ОАЭ (9%), Кувейт (9%) и Иран (9%). За пределами Ближнего Востока Венесуэла и Россия имеют самые большие запасы. Венесуэла имеет около 7%, Россия - почти 5% мировых запасов нефти. Хотя Россия добывает 10% своей нефти, она потребляет только 4%.

В 1999 году около 300 миллионов тонн нефти в России достигло 400 миллионов тонн в 2003 году. Приблизительно 3/4 российских запасов нефти находятся в Западной Сибири. Достаточно большие запасы были найдены на севере европейской части России. Крупнейшие российские нефтяные компании - ТНК, ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Роснефть и Сургутнефтегаз - имеют около 13 млрд тонн запасов нефти.

Более 100 компаний добывают нефть в России, но подавляющее большинство добычи находится в руках 10 вертикально интегрированных компаний, объем добычи составляет около 350 млн тонн - 90% добычи нефти в России.

 

Две крупнейшие компании - ЛУКОЙЛ и ЮКОС - добывают около 40% нефти.

В августе 2003 года слияние ТНК с British Petroleum было завершено, и новая компания ТНК-BP начала функционировать.
b ЮКОС и Сибнефть находятся в процессе слияния. Новая компания станет крупнейшей в России и четвертой в мире после British Petroleum, ExxonMobil и RD Shell.
В 2002 году государство продало около 6% акций ЛУКОЙЛа, и Славнефть была приватизирована.
Источники: Сагерс М. Развитие российского производства сырой нефти в 2000 году. - Постсоветская география и экономика, 2001, вып. 3, с. 153-201; Нефтяной сектор.

Проблемы развития российского рынка нефти и нефтепродукции

Некоторые зарубежные нефтяные компании начали свою деятельность на российском рынке. В 2000 году общий объем производства иностранных компаний достиг 6-7% российских компаний. Прямые иностранные инвестиции в топливно-энергетический сектор российской экономики составили около 10% от их общего объема. Основными зарубежными игроками в российском нефтяном бизнесе (в алфавитном порядке) являются Agip, BritishPetroleum, BritishGas, ChevronTexaco, Conoco, ExxonMobil, NesteOy, NirskHidro, McDermott, Mitsubishi, Mitsui, RDShell, Statoil и TotalFinaElf.

Сырая нефть и нефтепродукты составляют около 40% всего российского экспорта; нефть является важным источником доходов бюджета. Российская Федерация выступает в качестве одного из ведущих операторов международной нефтяной промышленности, крупнейшего нетто-экспортера нефти после Саудовской Аравии. Россия, Норвегия и Мексика являются единственными странами, не входящими в ОПЕК, среди 10 крупнейших нетто-экспортеров в мире. В 2000 году Россия экспортировала около 145 миллионов тонн сырой нефти и 50 миллионов тонн нефтепродуктов. С 2000 года экспорт нефти и нефтепродуктов начал расти и удвоился с 1996 года. По оценкам Министерства энергетики Российской Федерации, экспорт сырой нефти в 2010 году увеличится примерно до 300 миллионов тонн.

Экспорт сырой нефти ограничен транспортными узкими местами, поэтому российские нефтяные компании надеются увеличить экспорт нефтепродуктов в будущем. Но в настоящее время основной проблемой при экспорте российских нефтепродуктов является низкое качество. Страна все еще отстает в производстве дизельного топлива с низким содержанием серы, которое должно было использоваться в ЕС, начиная с 2005 года.

Подавляющее большинство российской нефти выходит за пределы постсоветского пространства. Доля чистого экспорта в страны дальнего зарубежья увеличилась с 53% в 1992 году до 86% в 2001 году. Основными странами-импортерами являются Англия, Франция, Италия, Германия и Испания. В настоящее время экспорт нефти в США ограничен, поскольку стоимость транспортировки российской нефти в эту страну значительно выше, чем у ближневосточных производителей.

В 2002 году 55% ​​российской нефти экспортировалось по морю, 40 - по трубопроводу Дружба и около 5% - по железной дороге. Основным маршрутом экспорта российской нефти на запад является трубопровод "Дружба" с номинальной производительностью 60 млн. Тонн. Север проходит из Белоруссии и Польши в Германию. Юг проходит через север Украины и проходит через Венгрию и Словакию, заканчиваясь Чехией. Северная магистральная линия в настоящее время полностью загружена, южная линия имеет резерв мощности, и поэтому Россия пытается увеличить ее пропускную способность, подключив южную ветвь Дружбы к трубопроводу Адрия. Во-вторых, он предоставит российским экспортерам нефти прямой доступ к Адриатическому морю, где танкеры могут быть загружены в глубоководный порт Омисал. Глубина порта позволяет заходить танкерам водоизмещением до 500 тыс. Тонн, что делает экономически возможным экспорт в США. Еще одним преимуществом порта Омисал является более короткое расстояние до американских портов. Единственная альтернатива, которая обещает снизить затраты на транспортировку российской сырой нефти в страны Западной Европы и США, - это строительство Мурманского порта.

Балтийская трубопроводная система (БТС) находится в 450 километрах от трубопровода Харьяга (Ненецкий автономный округ, Архангельская область) до трубопровода Уса (Республика Коми), Уса-Ухта, Ухта-Ярославль и Ярославль-Кириши, а также трубопровода Кириши-Приморск. включает в себя трубопровод. Транснефть, владелец БТС.

В сентябре 2001 года было завершено строительство трубопровода Суходольная-Родионовская. Этот 250-километровый ствол позволяет российским нефтяным компаниям транспортировать нефть на Новороссийский нефтяной экспортный терминал без использования ветки, проходящей через украинские компании, что позволяет российским компаниям избегать высоких транзитных сборов и незаконной перекачки нефти. Мощность трубопровода составляет около 16-25 миллионов тонн.

Помимо западных маршрутов Россия пытается развивать трубопроводную сеть на Востоке. ЮКОС строит 1700-километровый трубопровод от Ангарска до Дацина в Маньчжурии с производительностью 25-30 млн. Тонн.

ExxonMobil, оператор проекта «Сахалин-1», выступает за строительство 250-километрового подводного трубопровода от Татарского пролива до порта Де Анастри, что увеличит экспорт нефти в страны Азии. Слабое место проекта заключается в том, что Де-Кастри не является свободным ото льда портом. Производство как терминала, так и трубопровода должно составить 12-15 миллионов тонн.

Консорциум «Сахалин-2» во главе с RDShell планирует экспортировать нефть в Японию, Южную Корею и Тайвань. Для этого нужно построить 800-километровый трубопровод от Сахалина до незамерзающего порта Пригородное. Этот план не дешевый, но он позволяет экспортировать нефть круглый год.

Новороссийский порт на Черном море является крупнейшим экспортным нефтяным терминалом России. В 2002 году через порт прошло 45 миллионов тонн сырой нефти. В ближайшее время его эффективность может быть увеличена. Хотя Новороссийск является незамерзающим портом, главная проблема здесь - частые и сильные штормы. В 2002 году он был закрыт на 85 дней из-за плохой погоды, то есть в среднем примерно два дня в неделю.

Это важно для экспорта нефти из России и портов в Балтийском море. Основным нефтяным терминалом здесь традиционно является Вентспилсский порт Латвии. Однако, хотя нефть должна была транспортироваться по железной дороге, когда трубопровод приближался к Вентспилсу, ее доминирующее положение было поколеблено быстрым развитием Таллиннского порта.

Приморск - крупнейший балтийский нефтяной терминал, расположенный на территории России. В 2002 году 135 танкеров обслуживалось в Приморске и было отгружено около 12 миллионов тонн сырой нефти. «Транснефтепродукт» планирует подключить терминал к линии нефтепродуктов (Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск) с производственной мощностью 10 миллионов тонн в год к 2005 году.

Нельзя забывать петербургский нефтяной терминал. Примерно 9 миллионов тонн нефтепродуктов прошло через этот порт в 2002 году; Если порт будет переваливать сырую нефть одновременно, ожидается, что ее добыча увеличится.

В Выборге планируется построить небольшой нефтяной терминал с начальной добычей менее 1 млн. Тонн. В ноябре 2000 года ЛУКОЙЛ открыл нефтяной терминал в Калининграде. По оценкам, еще один терминал, который был построен в Калининграде в 2001 году с объемом производства 2,5 млн. Тонн, может производить до 3-5 млн. Тонн нефти в год.

На севере России находятся четыре нефтяных порта - Варандей, Архангельск, Витино и Мурманск. Терминал Варандей с его первой добычей 1,5 млн. Тонн был построен ЛУКОЙЛом и начал работу в августе 2000 года. Собственные танкеры, которые планируется увеличить до 10 млн. Тонн, будут отправлены в Мурманск, где 16-20 тыс. Тонн сырой нефти будет загружено на тяжелые суда, и эта нефть будет использоваться для экспорта нефти в Европу и США.

Роснефть планирует инвестировать около 15 млн долларов в модернизацию терминала в Архангельске, чтобы удвоить его мощность (с 2,5 млн до 4,5 млн тонн в год). Однако зимой этот терминал часто сталкивается с проблемами, поскольку не хватает ледокола, чтобы спасти арктический порт ото льда.

Порт Витино расположен на юго-западном побережье Кандалакшского залива в Белом море. Порт с производственной мощностью 4 млн. Тонн транспортирует сырую нефть в Витино по железной дороге, после чего она экспортируется в Европу или США после погрузки в крупные танкеры небольшими танкерами водоизмещением до 70 тыс. Тонн. В 2002 году объем транспортировки нефти через Витино увеличился с 0,1 млн до 2,8 млн тонн.

Одним из самых амбициозных планов, которые могут повлиять на работу балтийских нефтяных терминалов, является строительство Мурманского нефтяного терминала. Четыре российских нефтяных компании, консорциум "Лукойл", "ЮКОС", "ТНК" и "Сибнефть", планируют построить трубопровод из Западной Сибири в Мурманск. Инвестиции, необходимые для финансирования этого проекта, составляют 3,4-4,5 миллиарда долларов.

Порт Мурманск будет иметь несколько преимуществ. Первый - огромный потенциальный объем производства 60-120 миллионов тонн, второй - безледовое море круглый год, в отличие от портов, расположенных к востоку от Балтийского моря. В-третьих, защищенный порт и уникальные глубины Кольского залива позволят погрузить 300 000 тонн водоизмещающих танков. В-четвертых - наиболее экономичное средство передвижения. Тонна транспортировки нефти из Сибири в США по этому маршруту будет составлять 24 доллара, трубопровод Дружба-Адрия - 29,5 долларов, каспийский трубопровод - 29,9 долларов, и проект должен начаться в 2004 году. и закончится в 2007 году

Россия будет продолжать снижать свою зависимость от транзита нефти через страны Балтии: «Транснефть» пытается «взять» транзитные и портовые сборы от балтийских операторов. Проход нефти из стран Балтии или любого другого государства будет действовать только как дополнительный маршрут для ситуаций, когда российские терминалы не могут справиться самостоятельно. Если порт Мурманск будет построен, роль балтийских портов в логистике экспорта российской нефти снизится.

Однако пока порт Мурманск не строится, объем транспортировки нефти из Балтийского моря будет увеличиваться. И это увеличивает риск танкерных катастроф. Все государства Балтийского региона должны начать работу по минимизации вероятности разлива нефти в море, которое в 2004 году стало почти внутренним морем ЕС. Хотя Россия останется за пределами Союза, ей придется наладить более тесное сотрудничество с ЕС, поскольку она использует Балтику и Средиземное море в качестве транспортных коридоров для транспортировки нефти с Западом.

Решение ЕС не допустить захода в порт ЕС танкеров с одинарным корпусом после 2010 года абсолютно правильно, но если Россия не примет такие меры, то остается от души: опасные суда продолжают заполнять свои танки в российских портах и ​​проходить через международные воды Балтийского моря. Кроме того, решение вступило в силу в 2010 году и теперь может стать катастрофой.

Балтийское море имеет свои особенности не только из-за своего внутреннего статуса, но и из-за сложных климатических условий. Дважды век Финский залив - полностью замерзает каждые десять лет. Стоимость льда в Финском заливе составляет около шести месяцев, и в конечном итоге здесь находятся крупнейшие российские нефтяные терминалы. Крайне важно, чтобы ЕС и Россия создали эффективные регулирующие органы, которые могут предотвратить проникновение в море с помощью плохо спроектированной или малоквалифицированной команды. Например, в зимний период вы можете разрешить использование только танкеров с повышенной прочностью корпуса и специально утвержденной команды для работы в полярных условиях.

Россия не должна ставить под угрозу экологическую безопасность Балтийского моря при максимальном увеличении экспорта нефти. Если Россия продолжит увеличивать масштабы транспортировки нефти через Балтийское море, миллионы людей, живущих на ее берегах, должны будут надеяться, что российское правительство не разрешит судовладельцам играть в «русскую рулетку», загружая вооруженные корабли новыми снарядами с однокамерными танками. Увеличение объемов транспортировки нефти через Балтийское море является гораздо более серьезной угрозой интеграции России с ЕС, чем пресловутая проблема калининградского транзита.

Денежный оборот в отрасли

Состояние основных средств комплекса

Состояние основных фондов (ОПФ) нефтяного комплекса характеризуется большой степенью износа, а его технологические уровни имеют обратную силу. В целом уровень износа ОБТК в нефтяной промышленности составляет около 55% и достиг 70% для отдельных нефтяных компаний (Башнефть, Татнефть, ОНАКО, ТНК, Самаранефтегаз).

Износ основных фондов при переработке нефти составляет 60%.

Доля активов, которые не полностью амортизируются, составляет 22% и 39% в добыче и переработке нефти. то есть ситуация с нефтепереработкой хуже, чем добыча нефти с точки зрения экологической безопасности.

Сегодня глубина переработки нефти находится в диапазоне 62-64%, средний уровень износа оборудования составляет более 80%, а срок службы превысил все возможные пределы (в основном более 25 лет). Основная причина этого заключается в том, что нефтеперерабатывающий завод всегда производится по принципу остаточных отходов и все ресурсы выделяются на добычу нефти.

Что касается добычи нефти, то можно сказать, что разработка нефтяных месторождений затруднена.

 

Накоплен важный бассейн холостых скважин, нарушен отбор жидкости и баланс закачки воды, попутный газ имеет большие потери.

Нефтяные компании не располагают современными техническими инструментами для разработки трудноизвлекаемых запасов и использования преимуществ поздних месторождений. Основные средства нефтяных месторождений очень изношены и требуют обновления, особенно технологическое оборудование и связь на нефтяных месторождениях. Рост добычи нефти происходит за счет увеличения отдачи существующих скважин на основе использования традиционных технологий.

Основные инвестиционные направления на сайте

Необычайно благоприятная ситуация и девальвация рубля на мировых рынках создали хорошие условия для инвестиций в нефтяной комплекс. Нефтяные компании увеличили свои капитальные затраты и поэтому смогли увеличить объемы производства.

В первой половине 2000 года инвестиции в добычу нефти выросли на 92%, а в переработку нефти - на 85% (с большой скоростью). За этот период инвестиции в промышленность в целом увеличились на 19%. Произошло значительное увеличение инвестиций в основной капитал, как в промышленности, так и в отдельных нефтяных компаниях. Фактические инвестиции даже превышают данные отчетности компаний (по оценкам уважаемых экспертов - 30%) из-за широкого использования программ финансирования инвестиций, частично отраженных в отчетности.

Компании получают значительные выгоды от инвестиционных механизмов, в которых их филиалы, зарегистрированные в российских зарубежных регионах, приобретают нефтяное оборудование, а затем сдают его в аренду нефтяным компаниям в структуре компании. Эти структуры могут не относиться к нефтяной промышленности по роду деятельности. Соответственно, закупки оборудования не будут отражены в статистике как инвестиции в основной капитал в добыче нефти.

Следует подчеркнуть, что вертикально интегрированные нефтяные компании, которые имеют вдвое больший объем резервов в своих балансах, обеспечивают половину добычи нефти по сравнению с крупными мировыми компаниями. Можно сказать, что проблема восстановления запасов не самая острая в ближайшие 5-10 лет. Кроме того, показатель комплексной экономической оценки качества запасов значительно превышает соответствующие показатели в США и Канаде, хотя производитель нефти ниже, чем во многих странах. При описании качества запасов в промышленных категориях следует отметить, что примерно 75% запасов сосредоточены в развитых районах с инфраструктурой.

Следует помнить, что существующие запасы нефтяных компаний были подготовлены еще в советское время и рассчитаны на добычу 580 млн тонн нефти. То есть примерно 35-40% существующих резервов необходимо включить в активное развитие, и сегодня это замороженные капитальные вложения, сделанные в предыдущий период. В этом контексте поведение разведочных нефтяных компаний с низким объемом оправдано. Когда имеются эффективные предварительные запасы, и есть возможность получить лицензии или активы с доказанными запасами по более низкой цене, существование налога только в форме, заставляющей поисковые компании проводить разведку или производить зондирование под их прикрытием. Такого налога нет нигде в мире (кроме Казахстана), и эффективность использования федеральных и региональных фондов для разведки нефти в нашей стране не близка к нулю. В этом отношении приоритетом должно быть снятие этого налога, поскольку этот целевой фонд не используется. назначение. Также, вопреки общепринятой точке зрения, инвестиции в геологические исследования в нефтяном комплексе в настоящее время не являются приоритетными.

Остановимся подробнее на проблеме определения наиболее актуальных направлений инвестирования основных средств в нефтяной комплекс.

Исследования западных экспертов были сосредоточены на нефтяной промышленности, оставляя в стороне наиболее важные подсистемы нефтепереработки и нефтепродуктов. В частности, исследовательская группа McKinsey утверждает, что добыча нефти является основной сырьевой отраслью, которая играет особенно важную роль в российской экономике. Действительно, развитие сырьевой промышленности в России имеет решающее значение для стран ОЭСР, а для самой России важнее развивать нефтеперерабатывающий завод и поставлять высококачественные нефтепродукты для нужд растущей экономики.

В исследовании рассматриваются варианты роста добычи нефти до 372 млн тонн. До 2009 года он составляет 571 миллион тонн в год, его ежегодные инвестиции варьируются от 15 до 35 миллиардов долларов, экспорт нефти достигает 174-372 миллионов тонн, а доля прямых иностранных инвестиций достигает 40%. Большая часть прямых иностранных инвестиций связана с благоприятной инвестиционной средой и особенно с законодательством соглашения о разделе продукции. Соответственно, основная доля нефти, добываемой в первые 10-15 лет, будет экспортироваться за границу в виде дорогой (компенсационной) продукции.

Главный недостаток Макинси - односторонний взгляд на российский нефтяной комплекс как на потенциальную сырьевую надстройку. Другими словами, цели исследования направлены на удовлетворение потребностей Запада в сырой нефти. Обязанности по определению инвестиционных приоритетов, обеспечению внутреннего спроса при минимальном потреблении нефти, созданию прозрачного внутреннего рынка нефти и мобилизации внутренних ресурсов для развития российского нефтяного комплекса вообще не принимаются во внимание.

Значительные инвестиции должны быть сделаны в нефтеперерабатывающей промышленности на основе анализа состояния основных средств. По оценкам TENI, рубль, вложенный в переработку нефти, эквивалентен 2-3 рублям инвестиций в добычу нефти с точки зрения эффективности. Углубление обработки позволит удовлетворить потребности экономики страны, потребляя меньше нефти.

Инвестиционные ресурсы

Возвращаясь к анализу источников инвестиций в нефтяной комплекс, отметим, что в 1999 году собственные средства компании составляли 77% от общего объема инвестиций в отрасль. Согласно официальным отчетам, общая прибыль нефтяной промышленности в 1999 году выросла до 139,2 млрд рублей. (эквивалент в иностранной валюте - 5,7 млрд долларов), 19,5 млрд рублей. По результатам 1998 года (2,0 млрд. Долларов). В 2000 г. под влиянием роста мировых цен финансовые показатели продолжали улучшаться: по итогам первого полугодия прибыль нефтяного комплекса уже достигла 140,3 млрд руб. (4,94 млрд долларов), и эта цифра достигнет 9 млрд долларов в год.

Сокращение амортизации составляет небольшую часть капитала. Согласно оценкам TENI, амортизация в настоящее время оценивается по трансфертным ценам, в то время как оценивается менее 4% товарной продукции и менее 1,5% при использовании рыночных цен. Основной причиной этого являются старые, изношенные основные средства, которые больше не могут амортизироваться.

Из-за особенностей нефтяной отрасли она не может компенсировать уменьшение активов отдельных предприятий и отрасли в целом, потому что право на подземное развитие является основным активом. Установление права пользования резервами балансов нефтяных компаний приведет к значительному увеличению последних, что будет способствовать его капитализации на биржах и создаст новые возможности для привлечения средств.

Трансфертное ценообразование и рентный доход от добычи нефти

Одна из самых противоречивых проблем сегодня: государство в достаточной мере облагает налогом доходы от нефти, и сколько доходов от аренды находится в распоряжении предприятий. Широкое использование трансфертного ценообразования создает особую проблему в этой оценке, и в результате цена нефти, используемая для определения финансового результата бухгалтерского учета, отличается от справедливой "рыночной" цены на нефть.

Каковы разумные цены, когда нет рыночных котировок? В принципе возможно ли такое объяснение? Если возможно, как мы можем объективно объединить разные идеи о справедливости между различными бизнес-единицами?

Допустим, для Запада справедливость рассматривается как тенденция к мировым ценам. Это, конечно, очень либерально, но это значит положить конец российской промышленности и энергетической добавке для развитых экономик.

Справедливость для государства заключается в исправлении определенного базового уровня цен на нефть, и все, что «падает» выше этого уровня, выбирается в форме налогов. Все механизмы расчета «рыночных» цен специально направлены на устранение чрезмерной прибыли.

Наконец, справедливость для компаний. Некоторые компании пытаются использовать трансфертные цены в качестве своего рода экономического инструмента, и это разумно: систематическая динамика внутренних корпоративных цен используется в качестве стандарта, который обеспечивает весь необходимый доход для OGPD, и требует «масштабных» мер экономии затрат для стандарта. Это приводит к снижению стабильности затрат в объективно вертикально интегрированных нефтяных компаниях и экономике в целом. По мнению компаний, прибыль от растущих мировых цен не должна делиться: во-первых, если цены внезапно упадут, государственные компании не субсидируют, а во-вторых, компании инвестируют больше средств, чем тратят.

Наша экономика не готова воспринимать мировые цены - тогда она не будет очень конкурентоспособной. Определенный протекционизм России просто необходим. Кроме того, в настоящее время трансфертные цены, используемые большинством компаний, практически совпадают с ценами предполагаемого «бензина» - трансферные цены обычно колеблются от 1200 до 1350 руб. «Бензин» за тонну составляет 1225 руб. масло на тонну. Это совпадение показывает реальную ситуацию с ценой.

Наконец, следует помнить, что затраты компаний, извлеченные из прибыли, представляют собой не только капитальные вложения, текущие дивиденды и налоги на прибыль, которые необходимо отозвать. В частности, все еще необходимо обновить страховые и социальные фонды и покрыть убытки прошлых лет.

Еще одна проблема - структура рентного дохода от добычи нефти государством. В настоящее время используются два механизма снятия арендного дохода. Первый основан на валовом прогнозе сырой нефти и включает вклады ВМС и ВМФ. Другим механизмом является административное присвоение освобождения от налога на сверхприбыль: специальный налог на потребление на весь объем добываемой нефти и экспортный таможенный налог на экспортируемую нефть.

Также величина рентного дохода не зависит от индивидуальной прибыльности отдельных проектов по разработке месторождений и извлечений, причем не только абсолютной, но и не дифференциальной, ренты. Естественно, это создает проблемы как с точки зрения наиболее полного снятия ренты государством, так и с точки зрения возможности реализации дорогостоящих проектов по добыче нефти.

Несмотря на очень высокую среднюю рентабельность добычи нефти, нежелательно увеличивать долю государства в доходах от аренды за счет увеличения показателей существующих показателей, основанных на валовых показателях вместо показателей эффективности. Во-первых, ясно, что в этом случае увеличение количества дорогостоящих проектов будет убыточным. Во-вторых, рентабельность проектов с использованием импортного высокотехнологичного оборудования намного ниже, чем проектов, в которых такое оборудование не требуется, поскольку основным источником избыточного дохода является действительно низкий курс рубля (который сейчас быстро растет). В-третьих, для независимых производителей нефти, которые не являются членами вертикально интегрированных нефтяных компаний, невозможно получить доход от продажи нефтепродуктов, и поэтому они находятся в более сложных экономических условиях по сравнению с вертикально интегрированными нефтяными компаниями.

Директива по реформированию налогообложения нефтяного комплекса

Текущая ситуация в налоговой сфере не способствует созданию благоприятной инвестиционной среды и является одной из причин оттока инвестиций в нефтяной комплекс даже в благоприятных экономических условиях. Основные направления реформ в действующей налоговой системе.

Налог на потребление нефти и экспортная таможенная пошлина на нефть, как это должно быть снято. В качестве альтернативы следует ввести налог на сверхприбыль, который также должен отвечать следующим требованиям:

  • предоставление различного уровня налога в зависимости от окончательной цены продажи;
  • обеспечить справедливое распределение справедливой прибыли от добычи нефти между государством и бизнесом;
  • рассчитывается по прозрачному алгоритму, который обеспечит стабильность и предсказуемость налоговых условий;
  • при необходимости не создавайте чрезмерных стимулов для преувеличения затрат, при необходимости учитывайте индивидуальные особенности разрабатываемых территорий.

В результате предлагаемый налог на сверхприбыль, который выполняет как финансовые, так и регулирующие функции акцизов на нефть и вывозных таможенных пошлин, будет способствовать созданию позитивного инвестиционного климата в российском нефтяном комплексе.

Эффективность применения налога на сверхприбыль может быть обеспечена только после разрешения вопроса о трансфертной цене. Для разработки подходов к ее решению необходим комплексный анализ текущей ситуации в области ценообразования на сырую нефть и богатая международная практика для решения таких проблем.

Технически самое простое решение - связать внутренние цены на нефть с мировыми. Но это сделает цены на нефтепродукты практически недоступными для большинства российских потребителей. Во-первых, существует существенная разница между паритетом покупательной способности и коммерческими курсами доллара и европейских валют (в результате российский покупатель платит в три-четыре раза больше, чем «внутренние» товары, продаваемые по мировым ценам). Во-вторых, низкая эффективность переработки приведет к более высоким ценам на нефтепродукты, чем даже мировые цены. В-третьих, высокая плотность энергии российской экономики не позволяет нам переходить на мировые цены без оползневого снижения производства, а повышение эффективности энергопотребления требует больших инвестиций.

В этом случае представляется наиболее целесообразным установить минимальную цену на нефть для налогообложения, основанную на стоимости нефтяной корзины, стоимости переработки и норме прибыли (см. Выше). Это гарантирует, что цены, применяемые компаниями, близки к справедливым рыночным ценам.

Необходимо обеспечить симметрию в отношениях между налоговыми органами и бизнесом. Это означает, что если цены, используемые в продажах, ниже рыночных, только налоговые органы не имеют права добавлять налоги, но VINK должен иметь возможность рассчитать, какие цены следует применять в сделках по продаже нефти, используя официальный метод нефти. Таким образом, VINK не может быть признан в будущем, так как эти цены были занижены налоговыми органами.

Уровень прерывания (10% для нефти) для военно-морского флота должен быть отменен, или количество прерываний должно быть уменьшено для адекватного финансирования основной и региональной работы. Кроме того, применение этого налога рекомендуется только в том случае, если расходование бюджетных средств будет производиться строго для этих целей.

Предлагаемые изменения в налогообложении нефтяного комплекса могут привести к значительному улучшению экономических условий нефтяных компаний. Однако трудно предположить, что в современных условиях государство отменит хорошо собранный налог, такой как экспортный налог. В этих условиях мы против немедленного применения чрезмерного налога на прибыль. В целом, существующая система налогообложения нефтяного комплекса может быть сохранена при соблюдении двух важных условий.

Налог на экспорт должен быть официально закреплен в законодательстве с четкой взаимосвязью между ставкой формулы, ставкой пошлины и мировыми ценами. Это может снизить степень неопределенности при планировании в нефтяных компаниях и стимулировать реализацию инвестиционных проектов с длительным сроком выполнения.

Вторым важным условием является государственная поддержка текущей высокой инвестиционной активности нефтяных компаний. Для этого компании не следует, по крайней мере, отменить существующие налоговые льготы при инвестировании в основной капитал.

Нефтяной комплекс в настоящее время способствует положительному сальдо торгового баланса и налоговых поступлений для всех уровней бюджета. Этот вклад значительно выше доли комплекса в промышленном производстве.

Нефтяные кампании делают огромные инвестиции. Инвестиции в добычу нефти по темпам роста более чем в 4 раза превышают средний показатель по отрасли.

Но основные фонды отрасли в основном изношены, а степень износа при переработке нефти особенно велика. Пересмотр на нефтеперерабатывающем заводе практически равен объему инвестиций. Отсутствие инвестиций в технические усовершенствования увеличивает вероятность техногенных катастроф. Чтобы увеличить добычу нефти, а также модернизировать нефтепереработку, комплекс нуждается в крупных инвестициях. Есть основания полагать, что нефтяные кампании делают значительно большие капитальные вложения, чем это отражено в статистической отчетности, для поддержания и улучшения производства. Согласно утвержденным заявлениям лидеров торговли нефтью и нашим экономическим расчетам, фактический объем инвестиций примерно на 30% превышает объем, зафиксированный в отчетах. Причины недооценки объема инвестиций в основной капитал кроются в чрезмерно обременительной российской налоговой системе и общей политической и правовой неопределенности в деятельности нефтяных компаний. Финансовые ресурсы для дополнительных инвестиций в нефтяной комплекс в значительной степени экономят средства, используя механизмы трансфертного ценообразования.

Для того, чтобы модернизировать нефтяной комплекс в ближайшие 5 лет, необходимо по разным оценкам инвестировать 25-40 миллиардов долларов. В ближайшее время следует рассмотреть наиболее важные направления для инвестиций в нефтяной комплекс:

  • инвестиции в транспортировку нефти по направлениям экспорта, включая Дальний Восток;
  • инвестиции в производственную инфраструктуру нефтедобычи, в том числе в трубную промышленность нефтяных компаний;
  • инвестиции в нефтепереработку, учитывая, что капиталоемкие и долгосрочные проекты, сделанные здесь, требуют кардинального улучшения инвестиционной среды.

Вопреки распространенному мнению, инвестирование в исследования нефтяных кампаний не является приоритетом. В советские годы в этой области произошло значительное накопление. Это предполагает необходимость снятия налога с ВМФ, тем более что бюджетные расходы промышленных фондов, созданных на основе этих взносов, неэффективны.

Российские нефтяные компании обладают необходимыми ресурсами для финансирования инвестиций в основной капитал при сохранении высоких цен на нефть. Уникальность ситуации заключается в том, что в настоящее время нет необходимости в широкомасштабном привлечении прямых западных инвестиций к комплексу. Однако любое финансовое ужесточение может привести к неспособности инвестировать либо в необходимость заимствования за рубежом, либо в развитие отрасли.

Система регулирования, применимая к нефтяному комплексу, играет негативную роль. Особенно опасны непредсказуемые экспортные квоты, неопределенная политика обменного курса и постоянно растущие цены на услуги монополистов. Однако в настоящее время наибольшую дестабилизирующую роль в нефтяном комплексе играет экспортный налог, который произвольно и непредсказуемо устанавливается правительством. При изъятии дополнительных доходов от нефтяной промышленности государство имеет право использовать только стабильные налоги - авторские права (с учетом условий добычи) и подоходный налог. При определенных условиях допускается чрезмерный налог на прибыль в связи с ростом мировых цен на нефть.

Заключение

Основными особенностями реформы налогообложения нефти являются:

  • налог с ВМС снижен до 2% или полностью отменен, налог на нефть также отменен;
  • экспортные пошлины отменены или определены законом в соответствии со строгой формулой, которая связывает их ставки с мировыми ценами на нефть;
  • чрезмерный налог на прибыль от высоких мировых цен на нефть оправдан и применяется;
  • облегчает налогообложение инвестиций. Существующие налоговые льготы для инвестиций строго защищены.