Главная Заявления §42. Нефтяная промышленность

§42. Нефтяная промышленность

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

По разведанным запасам нефти Россия занимает второе место в мире вслед за Саудовской Аравией. Запасы России - 20,2 млрд. т.
На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные базы: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печорская.

Основная из них - Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской, частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 м. Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти.
В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные как Самотлор, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой. Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района.

Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 г. 415.1 млн. т, к 1990 г. нефтедобыча снизилась до 358,4 млн. т., то есть на 13,7 %, причем тенденция падения добычи сохраняется.
Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах.

Вторая по значению нефтяная база - Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской, Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, то есть ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария и Башкирия. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).
Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и составов вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, так как характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования.

Третья нефтяная база - Тимано-Печорская. Она расположена в пределах республики Коми, Ненецкого автономного округа, Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печорская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Урало-поволжье - 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Ярега, Нижняя Омра, Возейское и других. Тимано-Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 млрд. т нефти. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. т нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской Федерации.

Что же касается будущего прироста нефтяных месторождений, то, учитывая низкую степень подтверждаемости прогнозируемых запасов и еще большую долю месторождений с высокими издержками освоения (из всех запасов нефти только 55% имеют высокую продуктивность), общие перспективы нефтяной промышленности России по приросту разведанных месторождений нельзя назвать безоблачными. Даже в Западной Сибири, где предполагается основной прирост запасов, около 40% этого прироста будет приходиться на долю низкопродуктивных месторождений с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что в настоящее время является пределом рентабельности для данного региона.

Следует учитывать, что в Российской Федерации после семидесятых годов не было открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы по своим кондициям резко ухудшаются.
Перспективны также шельфовые зоны о. Сахалин и Каспийского моря. Потенциальные ресурсы нефти выявлены в Восточной Сибири, Якутии (Вилюйская котловина), а также на шельфе Охотского, Берингова и Чукотского морей.

На сегодняшний день главная проблема геологоразведчиков - недостаточное финансирование, поэтому сейчас разведка новых месторождений частично приостановлена. Потенциально, по прогнозам экспертов, геологоразведка может давать Российской Федерации прирост запасов от 700 млн. до 1 млрд. т в год, что перекрывает их расход вследствие добычи (в 1993 г. было добыто 342 млн. т).

Однако в действительности дело обстоит иначе. Мы уже извлекли 41%, содержащийся в разрабатываемых месторождениях. В Западной Сибири извлечено 26,6%. Причем нефть извлечена из лучших месторождений, требующих минимальных издержек при добыче. Средний дебит скважин непрерывно снижается. Темпы выработки запасов нефти на территории России в 3-5 раз превышают соответствующий показатель Саудовской Аравии, ОАЭ, Венесуэлы, Кувейта. Такие темпы добычи обусловили резкое сокращение разведанных запасов.

Нефть - это богатство России. Нефтяная промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, и потому имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.

Добыча России составляет 10% мировой, поэтому можно с уверенностью сказать, что страна занимает сильные позиции на международном рынке нефти. Например, эксперты ОПЕК заявили, что государства, входящие в эту организацию, не смогут восполнить нехватку нефти, если мировой рынок покинет РФ.
В структуре производства и потребления РФ значительно больший удельный вес занимают тяжелые остаточные нефтепродукты. В то время, как во всем мире минерально-сырьевая база развивается по схеме расширения воспроизводства (это делается для поддержания сбалансированности структуры производства, чтобы промышленность не испытывала сырьевого голода), в России ситуация с воспроизводством совершенно противоположная. Выход светлых продуктов близок к их потенциальному содержанию в нефти (48-49%), что указывает на низкое использование вторичных процессов глубокой переработки нефти в структуре отечественной нефтепереработки. Средняя глубина переработки нефти (доля светлых нефтепродуктов в общем объеме перерабатываемой нефти) составляет около 62- 63%. Для сравнения, глубина переработки на НПЗ промышленно развитых стран составляет 75-80%, а в США - около 90%.

В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища.

Первый нефтепровод в России проложен в 1878 году в Баку от промыслов до нефтеперерабатывающего завода. Развитие нефтепроводного транспорта в Союзе было связано с освоением нефтяных месторождений в Башкирии и Татарии. К 1941г. в эксплуатации находилось 4100 км магистральных трубопроводов.
Сеть магистральных нефтепроводов развивалась в трех основных направлениях: урало-сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) длиной 8527 км; северо-западное (Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву) длиной более 17700 км; юго-западное от Альметьевска до Куйбышева и далее нефтепроводом "Дружба" с ответвлением на Полоцк и Вентспилс) протяженностью более 3500 км. Таким образом, наибольшей длиной обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, так как связывали основного добытчика (Сибирь) с главным потребителем (западными районами Российской Федерации). Важность этого направления сохраняется и в настоящее время.

За границу нефть экспортируется также при помощи трубопроводов (например, "Дружба"). Экспорт нефти сегодня составляет 105-110 млн. т, нефтепродуктов - 35 млн. т. Треть экспорта сырой нефти приходиться на страны СНГ (на Украину, Белоруссию и Казахстан).
Остальная часть нефти направляется в дальнее зарубежье, то есть в Западную Европу, где Германия, Италия, Великобритания и Ирландия вкупе потребляют 60% этого объема.
Сроки эксплуатации нефтепроводов довольно значительны - 45% нефтепроводов имеют возраст до 20 лет, 29% - от 20 до 30 лет. Свыше 30 лет эксплуатируется 25,3% нефтепроводов. Дальнейшая их эксплуатация в условиях повышенного износа требует значительных усилий по поддержанию их в работоспособном состоянии.

Добычей нефти занимаются несколько нефтяных компаний, крупнейшими из которых по результатам 2007 года являются ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл» и ОАО «ТНК-BP».

Нефтяная компания	Чистая прибыль, млрд. долл.
Нефтяная компания	2006	2007	4 кв. 2007 − 3 кв. 2008
Роснефть	3,5	12,9	13,3
Лукойл	7,5	9,5	13,0
ТНК-BP	6,4	5,7	8,3
Сургутнефтегаз	2,8	3,5	6,3
Газпром нефть	3,7	4,1	5,9
Татнефть	1,1	1,7	1,9
Славнефть	1,2	0,7	0,5
Башнефть	0,3	0,4	0,5
Итого для TOP-8	26,5	38,5	49,7

НПЗ в Ярославской области

Нефтяная промышленность мира является одной из важнейших составляющих мирового хозяйства и оказывает значительное влияние на развитие других отраслей промышленности. Россия занимает одни из передовых позиций в нефтяной промышленности, так как обладает шестой частью мировых запасов нефти.

Характеристика государственного хозяйства

Наиболее перспективными областями нефтедобычи в Российской Федерации являются европейский Север и Дальний Восток. Нефть в данных областях добывается насосным и фонтанным методом.

На данный момент значение нефтяной промышленности в топливно-энергетическом комплексе является главенствующим. Главных нефтяных регионов страны несколько.

Западно-Сибирский район. В нем добывается более шестидесяти процентов всей нефти в стране. Данные месторождения отличаются тем, что нефть залегает неглубоко, концентрация запасов достаточно высокая, условия для бурения оптимальны, кроме того, полученная нефть отличается высоким качеством.

Уральский район. Большие запасы и сосредоточения производств находятся в Башкортостане.

Северный Кавказ. Основными месторождениями являются Грозненское и Дагестанское, кроме того, есть расположенные в Краснодарском и Ставропольском крае.

Северный регион. Здесь обнаружено до ста месторождений нефти, где она залегает неглубоко и есть условия для бурения. Крупнейшим месторождением считается Тимано-Печорское.

Дальневосточный регион. Наиболее перспективным считается Сахалин и моря, омывающие его.

Важным элементом характеристики нефтяной промышленности государства являются его . Основные предприятия расположены в Центральном, Поволожском, Уральском, Восточно-Сибирском, Дальневосточном и Западно-Сибирском энергетических района.

В добыче и нефти участвуют, в основном, 16 городов России, среди которых:

Мировая промышленность

Нефтяная промышленность мира представляет собой ведущую отрасль мирового хозяйства и топливно-энергетической промышленности, в частности, которая влияет на тенденции данного хозяйства и даже на политические отношения стран.

Нефтяная и газовая промышленность отличаются большими капиталовложениями, количество нефтяных скважин в мире, которые ныне эксплуатируются для добычи ресурса, достигает миллиона.

Промышленная добыча началась в девятнадцатом столетии в США, России и Румынии. Спустя сто лет, нефтеперерабатывающие предприятия работали уже в двадцати странах, а еще через сорок лет – в сорока странах. Ведущие роли в добыче в двадцатом веке оставались за Ираном, США, Советским Союзом и Венесуэлой.

Нефтяная промышленность

Мировая добыча нефти

С приростом производств и по мере их развития постепенно возрастал и объем мировой . Полстолетия назад нефть была относительно недорогой, но после наступления энергетического кризиса, стоимость нефти резко пошла вверх.

Этот факт повлиял и на районы добычи ресурса, так как добыча в труднодоступных месторождениях в экстремальных условиях стала нерентабельной.

Лишь к девяностым годам прошлого столетия нефтяная промышленность вошла в фазу стабильного развития. Главным регулятором стоимости добытой нефти оставался ОПЕК – международная правительственная организация, образованная странами, добывающими нефть, с целью контроля квоты добычи на нефть.

Экономический аспект

В 1998 году стоимость на нефть упала до восьмидесяти долларов за тонну, что катастрофически дешево. Такое падение стоимости привело к тому, что значительно снизились и доходы стран, экспортирующих нефть.

Чтобы вернуть этим доходам прежние показатели, страны, входящие в ОПЕК, стали постепенно сокращать объемы добычи нефти. Результатом этого стало постепенное подорожание нефти, вплоть до трехсот долларов за тонну.

Такой скачок ударил по экономическому состоянию главных стран, импортирующих нефть, в том числе, Британии, США, Германии. Этот так называемый искусственный кризис нефтепотребления привел к тому, что данные страны вынуждены были использовать часть своих неприкосновенных ресурсов.

Распределение мировой добычи

Важнейшая характеристика мировой нефтяной промышленности – география добычи ресурса в рамках тех или иных регионов. В конце двадцатого века говорили о двух группах стран, добывающих нефть – социалистических и капиталистических, поскольку регулирование добычи и ее сбыта проводилось практически всецело образованной ОПЕК.

Ныне ОПЕК контролирует более сорока процентов мировой добычи нефти, доля мировой добычи ресурса в развивающихся странах достигает 66%, в странах Запада – 19%.

Главными нефтедобывающими странами мира в нынешнем десятилетии остаются:

Факторы размещения

Факторы размещения нефтяной промышленности – это такой комплекс условий, который обеспечивает наиболее рациональный и целесообразный выбор места размещения промышленного и хозяйственного объекта или их групп.

Большое количество факторов, которым подчиняется нефтяная и газовая промышленность в размещении своих объектов, классифицируется по их происхождению.

Природные факторы. Под таковыми подразумевается комплексная экономическая оценка природных условий – геологических, сейсмических – и объемов ресурсов для дальнейшего развития отрасли и района, в котором предполагается месторождение.

Экономические факторы. Экономическим считается фактор, учитывающий удаленность и целесообразность транспортировки добытых ресурсов для их переработки, а также рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей среды.

Демографические факторы. Под таковыми имеются в виду системы расселения работников, обеспечение надлежащей для трудовых условий инфраструктуры, обеспеченность данного региона достаточным объемом трудовых ресурсов.

Сюда же включают состояние инфраструктуры, экономические и экономико-географические факторы. Нефтяная промышленность является тяготеющей к источникам сырья, которые не всегда расположены вблизи развитой инфраструктуры.

Ресурсные условия

При размещении мощностей нефтеперерабатывающей и топливной промышленности учитывают и экономическое состояние ресурсов. Имеется в виду:

горно-геологические условия добывания;
мощность и плотность пласта;
глубина его залегания, объемы запасов, качество.

Для оценки качества проводят анализ состава газа или нефти, оценивают энергетическую ценность.

Топливно-энергетические комплексы обладают большим районообразующим потенциалом, создают условия для создания топливоемких производств. Экологическая стратегия в таких комплексах должна быть направлена на снижение негативного влияния на окружающую среду.

Отраслевой состав

Отраслевым составом называют систему классификации, при которой рассчитывается класс связи между производственными мощностями в рамках одной отрасли, связей может быть более 10, особенно если речь идет о межотраслевом комплексе.

Связь внутри отраслевого состава может быть:

Горизонтальной – если отрасли, между которыми рассчитывается связь, состоят в одной категории.
Вертикальной – если наблюдается иерархия отраслей по возрастанию.

В случае нефтяной промышленности план отраслевого состава состоит из горизонтальных связей:

Добыча ресурса;
Транспортировка ресурса;
Первичная переработка;
Вторичная переработка.

Примером вертикального отраслевого состава может служить нефтехимическая промышленность и нефтяная промышленность, как ее составляющая.

Значение в мировом хозяйстве

Добыча нефти и газа является отраслью, требующей больших капиталовложений, но, с другой стороны, существенно пополняет бюджет страны, поставляющей нефть в менее промышленно развитие регионы. Колебания стоимости на нефть существенно влияют на соотношение стоимостей валют и акций промышленных гигантов.

От зависит экономическая и политическая картина мира, сферы влияния в отраслях мирового хозяйства. Ей подчиняются такие отрасли, как транспортная, нефтехимическая, органическая, фармацевтическая, торговая, так как без топлива и продуктов для тонкого органического синтеза развитие этих отраслей невозможно.

Видео: Нефть 2017

Нефтяная промышленность мира охватывает собой все развитые страны. Для многих государств — это основной источник доходов и отрасль, определяющая стабильность валюты и внутренней экономики.

Кроме того, нефть — единственный природный ресурс, переработка которого позволяет получить огромное разнообразие наиважнейших продуктов. Это и топливо (автомобильный бензин, ракетное, дизельное топливо), и синтетические ткани, и различные покрытия, и моющие средства, и даже отходы нефтепереработки находят применение в виде мазута.

Деятельность нефтяной промышленности заключается в добыче нефти из недр земли, её транспортировке к нефтеперерабатывающим заводам и дальнейшем распределении к потребителям. Основные регионы, в которых добывается нефть — территория , и .

Добыча: геологическая разведка местности для обнаружения запасов нефти под землёй, сооружение буровой вышки и выкачивание ресурса на поверхность.

Сложности могут составлять скалистые породы, быстро истирающие буровой инструмент. В некоторых случаях применяют взрывчатые вещества для преодоления таких препятствий. Другие трудности возникают при добыче в подводных месторождениях, где необходимы более сложные герметичные сооружения, плавающая над месторождением на понтонах платформа, с которой опускается буровая установка, и транспортирование добытой нефти на берег.

Далее нефть направляется по трубопроводам, перекачку по которым обеспечивают насосные станции, либо перевозится на специальных танкерах морским путём. Осуществляется также перевозка в цистернах железнодорожных составов, а на небольшие расстояния — в автоцистернах.

Переработанный продукт в виде жидкого топлива обычно транспортируется теми же способами. Здесь преимущественно используются трубопроводы, и сложности заключаются в обеспечении непрерывной перекачки, которая может быть прервана как из-за срыва работы насосных станций, так и из-за неисправности самого трубопровода, которая возникает довольно часто.

Сейсмологические изменения, повреждения от коррозии, незаконные врезки в трубопровод и прочие механические повреждения происходят регулярно, поэтому каждый участок трубопровода постоянно объезжается контролирующими бригадами, и в случае обнаружения неисправности проводятся ремонтные работы.

Однако особенность проблем трубопроводного транспорта заключается и в том, что внутреннее повреждение труб происходит так же часто, а снаружи это обнаружить невозможно. Поэтому существует множество отдельных предприятий, поставляющее средства очистки и диагностики, которые регулярно запускаются вместе с перекачивающим продуктом в трубопровод.

Другая проблема заключается в частоте аварийных ситуаций и вреде экологии. При повреждении труб в окружающую среду выбрасывается огромное количество нефти, которое загрязняет почву и воду, уничтожает жизнь многих организмов и создаёт огнеопасную ситуацию. К счастью, такие выбросы заметны сразу при регулярном осмотре трассы трубопровода, и аварийные бригады вызываются незамедлительно.

Крупнейшие нефтедобывающие компании мира: , Газпром Нефть, Saudi Aramco, Национальная иранская нефтяная компания, ExxonMobil и PetroChina.

Перспективы нефтяной промышленности несколько омрачаются развитием альтернативной энергетики: ветер, солнце. Значительную конкуренцию создаёт Атомная электроэнергетика (особенно с развитием систем безопасности). Весомый удар в перспективе может нанести переработка мусора: это позволит повторно использовать многие материалы, получаемые из переработки нефти, что так же снизит спрос.

География нефтяной промышленности. Развитие отрасли в советское т постсоветское время. Структура отрасли. Рынок сбыта.

Нефтяная промышленность России

Реферат по теме "экономическая география и региональная экономика" выполнил студент 2-го курса ф-та Управление бизнесом

Санкт-Петербург 2001 г.

Введение

В глубокой древности было известно о существовании нефти. Знали и слово «нефть». Еще древние греческие летописцы Геродот и Плиний это горючее вещество, использовавшееся и как цемент, называли нафтой. За 6-4 тыс. лет до н. э. на берегу реки Евфрат (Ирак) велась добыча нефти. К далекому прошлому относятся и первые сведения о нефти в Средней Азии. О добыче «черного масла» в Ферганской впадине было известно еще во время похода Александра Македонского через Среднюю Азию в Индию. Во время путешествия Колумба в Америку было описано озеро на острове Тринидад, в котором местные жители собирали асфальт, а из него изготавливали цемент. В Северной Америке примитивная добыча нефти велась в XVII в. В России в начале XVIII в. Петр I приказал добывать нефть на Апшеронском полуострове (Азербайджан). Однако намерение Петра I не было осуществлено. Только после присоединения Бакинского ханства к России началась кустарная разработка нефтяных источников. Нефть была довольно дорогим «товаром». К примеру, в Торговой книге, составленной в Москве в 1575-1610 гг., указано, что ведро нефти стоило в 3-6 раз дороже ведра вина.

Теперь почти вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин, а из неглубоко залегающих нефтяных пластов ее добывают шахтным способом. Однако современным способам добычи нефти предшествовали примитивные способы. Сбор нефти с поверхности открытых водоемов, очевидно, первый способ ее добычи. Он применялся еще до нашей эры в Вавилонии, Сирии и других местах. В VII в. до н. э. нефть там добывали из колодцев, глубина которых достигала иногда 27 м. Стенки таких колодцев обкладывались камнем или укреплялись деревом. В начале нашей эры практиковали «морскую» нефтедобычу в районе Мертвого моря. Плавающую на поверхности нефть обрызгивали уксусом и после загустения собирали.

Добыча нефти с помощью буровых скважин начала широко применяться только со второй половины XIX в.

Хотя о нефти знали давно, использование ее в течение многих веков было крайне ограниченным. Так, в III тысячелетии до н. э. в Египте асфальт как связующее и водонепроницаемое вещество вместе с песком и известью использовался для изготовления мастики, применяемой при сооружении зданий из кирпича и камня, дамб, причалов и дорог. Древние египтяне применяли ее также для бальзамирования трупов, древние греки находили применение горящей нефти в военных целях как воспламеняющегося вещества вместе с селитрой, серой и смолой для изготовления «огненных стрел» и «огненных горшков». В военных действиях нефть-»греческий огонь» - использовалась более 2 тыс. лет назад.

Многие народы использовали нефть в медицине, а также для защиты садов и виноградников от вредителей. Еще в XIII в. Марко Поло, описывая иракскую нефть, указывал, что она применялась для освещения и в качестве лекарства от кожных болезней. В XVI-XVII вв. в центральные районы России нефть привозили из Баку. Ее применяли в медицине, живописи и в качестве растворителя при изготовлении красок, а также в военном деле.

Почти до начала XX в. нефть употреблялась преимущественно для освещения помещений, смазки колес телег и немногочисленных механизмов. Постепенно усиливалось ее значение как топлива. Нефть - «кровь» земли, нефть - «черное золото» земли. Так ныне называют жидкое топливо во всем мире. И в этом нет преувеличения. Нефть - самое ценное топливо. При сжигании выделяется примерно в полтора раза больше тепла, чем при сжигании такого же количества лучших сортов угля, в три раза больше, чем при сжигании торфа. Но еще важнее, что нефть - незаменимое топливо для двигателей внутреннего сгорания. Если бы внезапно исчезла нефть, во всем мире остановились бы автомобили, не летали бы самолеты, встали бы все теплоходы на морях и реках, застыли бы тепловозы на железных дорогах. По-прежнему огромно военно-стратегическое ее значение. Лишенные нефти, все боевые машины современных армий - танки, самоходные пушки, броневики, бронетранспортеры, воздушный транспорт и подводный флот - превратились бы в груду бездействующего металла.

В мировом хозяйстве нет отрасли, где бы не применяли нефтепродукты. Нефть - ценнейшее сырье для химической промышленности, для получения синтетического каучука, синтетических волокон, пластмасс, полиэтилена, белковых веществ, моющих средств.

Продукты из нефти широко применяются в машиностроении - универсальные клеи, детали из пластмасс, смазочные масла, антикоррозийные покрытия. Твердые остатки переработки отходов нефти используются в металлургии при электровыплавке алюминия и стали, а прессованная сажа - в огнестойких обкладках электропечей. В радиотехнической промышленности широко применяются электроизоляционные материалы. В пищевой промышленности - кислоты, консервирующие средства, парафин. В сельском хозяйстве - стимуляторы роста, ядохимикаты, удобрения, белково-витаминные концентраты. Продукты из нефти используются в фармацевтической, парфюмерной промышленности, медицине.

В перспективе потребление нефти как энергетического сырья будет уменьшаться за счет замены ее атомной, солнечной и другими видами энергии, при этом увеличится ее применение в химической промышленности и многих отраслях хозяйства.

География нефтяной промышленности

В 1992 г. до начала процесса приватизации около 95% российской нефти добывалось в двух нефтеносных регионах. На долю Западной Сибири приходилось около 70% и Волго-Уральского региона - примерно 25%. Тимано-Печерская провинция, Северный Кавказ, Сахалин и Калининградская область в совокупности обеспечивали примерно 5% нефтедобычи страны.

Западная Сибирь.

В 1961 году были открыты Мегионское и Усть-Балыкское нефтяные месторождения, что подтвердило верность прогнозов относительно богатейших запасов нефти в Западной Сибири. За период с 1961 по 1964 гг. открыли еще 27 месторождений, причем 1964 год считается началом промышленного освоения Тюменской нефти. К 1965 г. был веден в эксплуатацию первый магистральный нефтепровод Шаим-Тюмень, а в 1967 г. - трубопровод, связывающий Усть-Балык и Омск.

В 1970 г. объем нефтедобычи в Западной Сибири составлял уже 31.4 млн. тонн., что вывело ее на третье место среди нефтяных регионов России. В тот период добычу нефти осуществляли нефтепромысловые управления (НПУ) Юганскнефть, Сургутнефть, Мегионнефть, Правдинскнефть, Шаимнефть, Нижневартовскнефть и Томскнефть.

За период с 1970 по 1975 гг. объемы добычи нефти выросли более чем в 4 раза и достигли 148 млн. тонн, причем на долю Тюменской области приходилось 141.4 млн. тонн. Активно разрабатывалось Самотлорское месторождение, открытое в 1965 г., обеспечивая стабильный ежегодный прирост объемов добычи. К 1975 г. Западная Сибирь давала примерно 30% всей нефти СССР. В этот период расцвета советской нефтяной промышленности было открыто 22 новых месторождения, в том числе такие гиганты как Федоровское, Когалымское, Холмогорское и др. В 1973 г. было завершено строительства нефтепровода Самотлор-Тюмень-Альметьевск, что позволило доставлять тюменскую нефть в центральные районы страны и экспортировать ее по нефтепроводу «Дружба». К 1980 г. ежегодный объем добычи нефти в Западной Сибири возрос до 312.6 млн. тонн, что составляло около 50% всей нефтедобычи Советского Союза, а максимальный объем добычи на Самотлоре составил в начале восьмидесятых годов около 140 млн. тонн в год.

Волго-Уральский район.

В годы первых пятилеток в Волго-Уральском районе были открыты Бугурусланское, Краснокамское, Сызранское и Туймазинское нефтяные месторождения. Советское правительство поставило задачу создания там «второго Баку». В 1932 г. запасы нефти были обнаружены в Ишимбаевском районе Башкирии, и к 1937 г. эта республика давала до 1 млн. тонн в год. В годы войны заводы нефтепромыслового оборудования были эвакуированы из Баку в Волго-Уральский район, что развило и укрепило его промышленную базу.

Первые промышленные запасы нефти в Татарии были обнаружены в 1943 г. В 1948 г. было открыто гигантское Ромашкинское месторождение, а всего за период с 1943 по 1950 гг. было открыто более 20 нефтяных месторождений. К 1960 г. Татария вышла на первое место среди нефтедобывающих регионов Советского Союза - на ее долю приходилось 42.8 млн. тонн из общего объема 147.8 млн. тонн. Максимум добычи был достигнут в 1975 г. и составил 103.7 млн. тонн, после чего начался спад. В 1993 г., когда Татария отмечала 50-летний юбилей своей нефтяной промышленности, объемы добычи нефти составили всего 25.2 млн. тонн.

Из прочих промысловых районов следует отметить перспективные на сегодняшний день Тимано-Печерскую нефтегазоносную провинцию, Северный Кавказ и особенно Каспийский шельф.

Развитие отрасли в советское время

Нефтяная промышленность, как и вся экономика Советского Союза, развивалась крайне неравномерно. Первый кризис произошел в 1977-1978 гг., когда впервые был отмечен резкий спад нефтедобычи в Западной Сибири. В значительной мере это явление объясняется слабостью политики в области геологоразведочных и поисковых работ. Так, с начала семидесятых годов в Западной Сибири быстро нарастали объемы эксплуатационного бурения, тогда как разведочное бурение застыло на прежнем уровне. Такой подход позволял выполнять ежегодные планы по добыче, но был чреват серьезными проблемами в будущем в плане поддержания необходимых уровней добычи. Кризис был преодолен за счет еще большего наращивания эксплуатационного бурения и переключения усилий всей страны на развитие Западной Сибири. В 1982 г. Тюменская область впервые за свою историю не смогла выполнить годовой план по добыче нефти. Спад нефтедобычи продолжался до 1986 г. В 1985 г. добыча на крупнейшем Самотлорском месторождении упала почти на 20 млн. тонн, и, несмотря на все прилагаемые усилия, в последующие годы объемы добычи снижались почти на 10 млн. тонн в год. К концу 1985 г. 16% скважин простаивали, а качество скважин, в спешке пробуренных после 1977 г., было крайне низким. Отрасль не успевала достаточно быстро осваивать новые месторождения для того, чтобы выполнять планы по бурению и добыче. Второй кризис был вызван неспособностью нефтяной промышленности повысить производительность, и был усугублен несбалансированностью развития Западной Сибири. Он был преодолен за счет традиционных для советского периода «авральных» мер, прежде всего огромного притока капитала и рабочей силы. Повышенное внимание стало уделяться развитию социальной инфраструктуры в Сибири, ведению активных геологоразведочных работ на севере Тюменской области за пределами Среднего Приобья, а также мерам по укреплению технической и сервисной базы отрасли. В результате этих усилий в 1986-1987 гг. падение добычи было остановлено, а новый рекордный максимум нефтедобычи в 570 млн. тонн был достигнут в 1987-1988 гг.

Современное состояние российской нефтяной промышленности во многом усугублено складывавшимся в течение десятилетий отношением бывшего советского руководства к этому ключевому сектору экономики. Традиционно считалось, что он имеет неограниченный потенциал для роста, является основным источником валютных поступлений и важным рычагом внешней политики. На протяжении семидесятых годов центр нефтедобычи в России смещался в восточные регионы за Урал, тогда как основные районы потребления нефти находились в западной части страны. В результате возрастала себестоимость нефти в связи с ведением производственной деятельности в районах с суровыми климатическими условиями и необходимостью транспортировки сырой нефти на огромные расстояния от устья скважины к потребителям.

При освоении такого огромного нефтеносного региона, как Тюменская область первыми на месте работ появлялись нефтяники, и только потом - строители и прочие вспомогательные службы. Такая порочная практика приводила к невосполнимым экономическим потерям. Для того, чтобы выполнить план по добыче нефти, наращивалась добыча на «гигантских» месторождениях, вместо разработки средних и малых. В настоящее время запасы «гигантских» месторождений истощаются, и они обеспечивают уже менее 30% ежегодной добычи.

Широко применявшаяся практика закачки воды в нефтеносные горизонты нанесла непоправимый ущерб многим пластам. Вследствие того, что не уделялось должного значения изготовлению оборудования для добычи нефти, приходится импортировать трубы, инструменты и нефтепромышленное оборудование в обмен на нефть. Так нефтяная промышленность частично начала работать сама на себя. В декабре 1985 г. министр нефтяной промышленности Н.Мальцев направил письмо в ЦК КПСС и Совмин СССР, в котором он предупреждал, что нереалистичные и неоправданные темпы нефтедобычи в скором будущем приведут к краху нефтяную промышленность страны. Однако руководство страны игнорировало эту информацию о состоянии дел отрасли.

Развитие отрасли в постсоветское время

После достижения абсолютного максимума нефтедобычи в 1987 г. начался ее неуклонный спад. К 1994 г. добыча упала на 44%, составив всего 317.2 млн. тонн. В начале 1995 г. простаивало более 22 тыс. скважин из общего фонда в 140 тыс. нефтяных скважин.

Приведенный график наглядно иллюстрирует интенсивность падения объемов добычи в эти кризисные годы. К перечисленным в предыдущем разделе проблемам добавилось ухудшение структуры запасов в сторону высоковязкой нефти, находящейся в пластах с низкой проницаемостью и залегающей на большой глубине. Темпы ввода в эксплуатацию новых месторождений резко снизились, и в девяностых годах ежегодно вводились в эксплуатацию 3-4 месторождения вместо 30-40 в середине восьмидесятых.

В этот период кризис нефтяной промышленности получил дополнительное продолжение. Цены на энергоносители, например нефть и газ, которые контролировались государством, оставались на сравнительно низком уровне, тогда как стоимость оборудования, материалы, строительные, транспортные и прочие услуги стали резко и неограниченно расти. Медленного повышения цен на основные энергоносители, имевшего место на отечественном рынке, оказалось совершенно недостаточно для того, чтобы компенсировать нефтедобывающим компаниям ущерб, наносимый инфляцей. Из-за этого, в частности, становилось все более экономически нецелесообразно вводить в действие низкодебитовые скважины, когда в них возникали технические проблемы.

Ситуацию существенно усложнил кризис неплатежей и падение спроса на внутреннем рынке. Таким образом, если первые два кризиса нефтяной промышленности можно считать в основном технологическими по своему характеру, то современный кризис обусловлен структурными проблемами отрасли и крахом прежней экономической системы.

Структура отрасли

В советское время отраслью руководили три ведомства:

Министерство нефтяной промышленности (МНП), от которого в середине 60-х в качестве самостоятельного органа отделились Министерство газовой промышленности (МГП), отвечавшее, в частности, за транспортировку нефти и газа (для этого было создано специальное подразделение Главтранснефть),

Министерство строительства для нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрой, МНГС),

Министерство геологии

Помимо основных трех министерств нефтяникам приходилось иметь дело с целым рядом вспомогательных, занимающихся строительством дорог и жилья, транспортировкой грузов и рабочих, строительством и монтажом электростанций и ЛЭП.

Крупная реорганизация отрасли произошла в начале семидесятых, когда нефтепромысловые управления были преобразованы в нефтегазодобывающие управления (НГДУ). Чтобы упростить систему управления производством и сократить число инженерно-технических работников, было решено создать на базе мелких слабеющих подразделений единую службу ремонтных и вспомогательных работ (Базы производственного обслуживания), которая работала бы по договорам со всеми подразделениями НГДУ. Изменения произошли и в аппарате управления МНП - вместо территориальных главков, которым были подчинены объединения, создали функциональные управления: управление по добыче, управления по бурению, управление по автоматизации и т.п.

Следующим важнейшим этапом эволюции структуры нефтяной промышленности стало создание производственных объединений (ПО) в конце семидесятых годов. По инициативе министерства стали организовываться первые ПО в Нижневартовске, Сургуте, Нефтеюганске, Урае. ПО объединяли все виды работ в определенном районе - поиск, разведка, добыча, строительство, бурение, геофизика, переработка газа, транспортировка и ремонтные работы. Многие ПО содержали на своем балансе города и поселки, речной и морской транспорт, сельскохозяйственные предприятия. В состав восьми ПО входили научно-исследовательские институты. Ряд объединений (Танефть, Башнефть, Саратовнефтегаз, Самаранефтегаз, Краснодарнефтегаз) вели вахтовые работы по освоению отдельных нефтегазовых месторождений и ремонту скважин в Тюменской области и на севере Европейской части России.

Продолжением структурирования отрасли по производственному принципу в современных условиях стало создание т.н. веритикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), выстроенных по технологической цепочке «от разведки до бензоколонки». Это значит, что ВИНКи самостоятельно осуществляют геологоразведку и бурение, эксплуатацию скважин, переработку нефти и реализацию нефтепродуктов, в частности, заграницу. Типовая структура ВИНКа включает буровые предприятия на основе управления буровых работ и разведочного бурения (УБР, УРБ), нефтедобывающие компании на базе НГДУ, нефтеперерабатывающие предприятия, а также сбытовые организации. Единственной прерогативой министерства, вначале преобразованного в Роснефтегаз, а затем в Министерство топлива и энергетики (Минтопэнерго) оставлась транспортировка нефти нефтепродуктов, затем она была передана Транснефти и Транснефтепродукту. Всего вместе с заводами по производству нефтепромыслового оборудования и научно-исследовательскими институтами, дополняющими нефтегазовый комплекс, в отрасли занято порядка 1 млн. человек.

Рынки сбыта

Для России экспорт энергоносителей остается важнейшим источником валютных доходов. Вследствие существенных различий условий поставки разделяют экспорт в «ближнее зарубежье», т.е. республики бывшего СССР, и «дальнее зарубежье» - все остальные государства. В 1990 г. экспорт энергоносителей в дальнее зарубежье составлял 23% от всего экспорта, к 1994 г. эта цифра увеличилась до 44%.

Ближнее зарубежье.

Если в прикаспийских республиках существует собственная нефтедобывающая промышленность, которая в достаточной мере удовлетворяет их потребность в нефти, то остальные республики существенно зависят от поставок российской нефти. Несмотря на это, начиная с 1992 г., экспорт в ближнее зарубежье неуклонно сокращался, и сейчас только Украина, Белоруссия и Литва все еще получают значительные объемы нефти из России. Среди партнеров России по СНГ никто не имеет возможности оплачивать поставки нефти и газа по мировым ценам, поэтому экспорт нефти в ближнее зарубежье определяется в большей мере политическими, чем экономическими причинами. Хоть и транспортировать нефть ближайшим партнерам намного проще, риск нерегулярности платежей перекрывает кажущиеся выгоды сотрудничества с этими странами.

Дальнее зарубежье.

Поставка энергоносителей в другие страны (см. табл.2) в большей мере регулируется рыночными отношениями.

Таблица Экспорт сырой нефти из России.

	Объем экспорта (тонн)	Объем экспорта (тыс. бар.сутки)	Стоимость (тыс. долл.)




Германия

Ирландия

Нидерланды

Словакия
Швейцария
Великобритания

Экспортные возможности России сдерживаются только проектной пропускной способностью транспортной системы, ограничивающей объемы прокачки нефти заграницу до 124 млн. тонн/год. Реально этот показатель составляет 100.6 млн. тонн/год, т.е. 81% от проектной мощности. Ограниченная мощность «трубы» породила проблему допуска к ней избранных нефтеторговых компаний - т.н. спецэкспортеров. Процедура экспорта состояла в следующем: торговая компания покупала сырую нефть у нефтяников, используя собственные финансовые средства, оплачивала ее транспортировку и переводила авансом твердую валюту на счет Минфина. Последний компенсировал трейдеру его рублевые издержки на покупку и транспортировку нефти только после завершения сделки и перевода средств на счет экспортера. Торговые компании выступали также в качестве специальных экспортеров для нефтедобывающих компаний - они играли роль посредников при продаже нефти, принадлежащей либо нефтяникам, либо местным органам власти, подписывая от их имени контракт и получая комиссионные.

Пытаясь решить проблему ограниченной пропускной способности «трубы», правительство издало указ «О регулировании доступа к системе магистральных нефтепроводов, нефтепродуктоводов и терминалов в морских портах при вывозе нефти, нефтепродуктов за пределы таможенной территории РФ». Суть этого документа в следующем. В случае, если заявки на доступ к экспортной сети не превышают пропускную способность трубопроводов, нефтедобывающие компании получают доступ к системе в соответствие с объемами, указанными в их заявках. Однако, когда заявки превышают общую пропускную способность трубопроводов, права доступа должны распределяться между нефтяными компаниями в соответствии с их объемами добычи за предыдущий квартал. Указ лишал нефтеторговцев доступа к «трубе», предоставляя это право непосредственно нефтедобывающим компаниям. Таким образом, трейдеры должны были либо кооперироваться с нефтяниками, либо покупать у них право доступа.

Хотя институт спецэкспортеров вскоре были ликвидирован, сейчас они продолжают активные операции на международном рынке. Образована Ассоциация российских экспортеров нефти, объединяющая бывших спецэкспортеров.

Внутренний рынок.

Главной отличительной особенностью торговли нефти на российском рынке являются невысокие внутренние цены. Это сдерживает рост рентабельности производства и продаж, приводит к низкой стоимости бизнеса российских нефтяных компаний по сравнению с зарубежными аналогами. Изначально цены на сырую нефть и продукцию нефтепереработки устанавливались непосредственно правительством для всех нефтедобывающих компаний. Этот порядок существовал до сентября 1992 г., когда прямой контроль цен был заменен на косвенное регулирование. Для защиты российских потребителей от неожиданного резкого скачка цен на энергоносители правительство ввело целый ряд механизмов, включавших, помимо уже рассмотренных ограничений на экспорт, ограничения на общую прибыльность нефтедобывающих компаний. Заданный уровень прибыльности составил 10% от реализации, контроль за этим показателем был упразднен в 1994 г.

На внутренний рынок сбыта оказывает влияние и т.н. «система поставок нефти для государственных нужд». По этой системе компании были вынуждены продавать определенные объемы нефти государству по фиксированным ценам.

Заключение

На развитие нефтегазового комплекса России оказывают определяющее влияние три группы проблем. Первая группа проблем связана с наследием т.н. планового хозяйства (а точнее, бесхозяйственности) правительства СССР. Вторая группа проблем возникла после либерализации экономики и установления рыночных отношений в отрасли. В период смены форм собственности произошла утрата контроля властей над финансовыми потоками, что привело к валу неплатежей, бартеру, эмиссии денежных суррогатов и другим хроническим проблемам. Третья группа связана с ухудшение мировой конъюнктуры рынка нефти, вызванной ее перепроизводством.

Все эти негативные факторы привели к тому, что в течение последнего десятилетия объемы нефтедобычи неуклонно падали. В первом полугодии 1997 г. впервые наметился перелом негативной тенденции. Это связано как с временным расширением спроса на мировых рынках, так и ростом деловой активности внутри страны. Повышенный интерес иностранных инвесторов вызывает их привлечение к новым гигантским месторождениям на шельфах Каспия и Сахалина, Ковыктинского нефтегазового района, Штокмановского газового месторождения в Баренцевом море и др. Ведущие нефтяные компании объединяют усилия с зарубежными концернами, такими, как Arco, Elf Aquitania и др. для совместной доразведки и эксплуатации этих месторождений.

Среди множества негативных факторов, сдерживающих развитие нефтяной отрасли, существует один наиболее труднопреодолимый. Поскольку система трубопроводов в России не позволяет транспортировать нефть отдельными партиями, сырая нефть поступает в систему единым потоком и смешивается. Подобная схема ведет к непредсказуемости качества поставляемой нефти и создает серьезные проблемы, особенно для зарубежных потребителей. Это приводит к снижению цен, поскольку клиенты зачастую требуют скидку за потенциальное ухудшение качества нефти. К тому же такая система ведет к выравниванию положения компаний, добывающих нефть существенно различного качества.

Список литературы

Т.Г Морозова, М.П. Победина. С.С. Шишов «Экономическая география России» М. 2001г.

М.В. Степанов «Региональная экономика» М. 2001г.

Аналитическая группа департамента корпоротивных финансов «Обзор отрасли» 1998г.

Интернет ресурс Geoworld^s

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра бухгалтерского учета и аудита

«Современное состояние нефтяной отрасли России»

Выполнил:

студент В.А. Пегова

Проверил: А.М. Рогачева

Введение

1. Место нефтяной промышленности в экономике России

1.1 Структура и география экспорта РФ

1.2 Обзор рынка добычи нефти в России

1.3 Инвестиционная привлекательность российских нефтяных компаний

2. Проблемы нефтяной отрасли в РФ

2.1 Факторы, влияющие на внутренний рынок

2.2 Кризисом по сервису

2.3 Дефицит инвестиций нефтяной отрасли РФ

3. Перспективы развития нефтяного комплекса РФ

3.1 Нефть и кризис. Прогноз добычи нефти по России до 2015 г в условиях кризиса

3.2 Преодоление кризиса

Заключение

Список использованных источников

В настоящее время нефтяной сектор топливно-энергетического комплекса России является одним из наиболее устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики.

Нефтяной комплекс сегодня обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. На его долю приходится более 16% произведённого ВВП России, четвёртая часть налоговых и таможенных поступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россию валютной выручки.

Такие высокие показатели связаны со значительным ресурсным и производственным потенциалом нефтяной отрасли. В недрах России сосредоточено около 13% разведанных запасов нефти. Эти ресурсы расположены в основном на суше (примерно 3/4). Примерно 60% ресурсов нефти приходится на долю районов Урала и Сибири, что создаёт потенциальные возможности экспорта, как в западном, так и в восточном направлениях. Экономика страны потребляет лишь менее трети добываемой нефти (включая продукты её переработки).

Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций, причем 11 нефтедобывающих холдингов, включая ОАО «Газпром», обеспечивают более 90% всего объема добычи.

Таким образом нефтяная промышленность играет огромную роль в экономике России и всегда является актуальной темой. Стратегической задачей развития нефтяной отрасли является плавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией её уровня на долгосрочную перспективу.

НК «ЮКОС» является лидером по добыче нефти среди российских компаний, одним из основных экспортёров нефти и, несомненно, играет значительную роль в развитии нефтяного комплекса РФ.

Цель данного реферата – рассмотреть и проанализировать состояние нефтяной отрасли России.

1.1 Структура и география экспорта РФ

Стоимостные объемы российского экспорта в решающей степени зависят от динамики мировых цен на топливно-сырьевые товары. Соответственно, в благоприятные годы (1995–1996 гг., 2000 г.) экспорт растет, а при ухудшении мировой конъюнктуры (1998 г., 2001 г.) – падает. В 1999–2000 гг. на фоне повышения мировых цен на отечественные энергоносители и другие виды сырья значительно выросли поставки товаров в натуральном выражении. В 2000 г. было вывезено продукции на рекордную сумму – около 106 млрд. долл., в том числе более 91 млрд. долл. составили отгрузки в страны дальнего зарубежья. По причине ухудшения конъюнктуры объемы поставок в 2001 г. сократились, однако по-прежнему превышали 100-миллиардный рубеж.

В географической структуре экспорта доминирует европейский регион, включая европейские республики бывшего СССР, – в сумме почти 70% всех поставок в 2000 г. Крупнейший экспортный рынок для России – Европейский союз, далее следуют бывшие социалистические государства Центральной и Восточной Европы (ЦВЕ), потеснившие в 2000 г. другие группы стран. На ЕС и ЦВЕ сегодня приходится подавляющая часть всего отечественного экспорта энергоносителей, что с учетом роста их стоимости в последнее время существенно усилило позиции указанных государств во внешней торговли России.

Вместе с тем, снизилась значимость стран азиатско-тихоокеанского региона, в первую очередь США и Японии. Одновременно Китай стал важнейшим потребителем российских товаров в регионе.

Крупнейшие экспортные партнеры России в дальнем зарубежье – Германия, Италия, Китай, США, Нидерланды, Великобритания и Польша, в СНГ – Украина, Белоруссия и Казахстан.

На протяжении 90-х годов прошлого века отмечалось усиление топливно-сырьевой направленности российского экспорта при значительном сокращении доли готовых изделий – с порядка четверти в начале десятилетия до примерно 12% в конце периода. Наибольший удельный вес традиционно приходится на минеральное топливо – в среднем 45–50%, далее следуют металлы и драг. камни – около 25%, машины и оборудование – примерно 10%. В целом промышленная продукция составляет 95% всего национального экспорта.

В настоящее время Россия имеет наиболее высокие коэффициенты международной специализации (отношение доли той или иной товарной группы в российском экспорте к удельному весу соответствующих товаров в мировом экспорте) в топливно-сырьевой нише (5–6 по минеральному топливу, около 3 по металлам), тогда как в торговле химической продукцией соответствующий показатель уже значительно ниже (порядка 0,9).

Экспорт нефти из России в дальнее зарубежье в январе-марте 2009 года остался на уровне января-марта 2008 года и составил 51 млн. тонн.

Физические объемы экспорта нефтепродуктов за 3 месяца текущего года увеличились на 12,1%, в том числе: бензина - 32,8%, дизельного топлива - на 11,7%, мазута - на 12,7%.

Стоимостной объем экспортируемых в дальнее зарубежье топливно-энергетических товаров в январе-марте 2009 года по сравнению с аналогичным периодом 2008 года сократился на 51,7%.

По данным таможенной статистики, в товарной структуре экспорта в дальнее зарубежье удельный вес топливно-энергетических товаров за 3 месяца 2009 года составил 67,9% от всего объема экспорта в эти страны (в январе-марте 2008 года - 73,1%).

Физические объемы поставок нефти в страны СНГ за 3 месяца составили 4,083 млн. тонн, что на 5,5% выше показателя 2008 года.

По сравнению с январем-мартом прошлого года экспорт (физические объемы) нефтепродуктов упал на 25,8%, в том числе: дизельного топлива - на 50,7%, мазута - на 45,1%.

Стоимостной объем топливно-энергетических товаров, экспортируемых в ближнее зарубежье, за 3 месяца по сравнению с аналогичным периодом 2008 года сократился на 59,6%.

В товарной структуре экспорта в СНГ в январе-марте 2009 года доля продукции топливно-энергетического комплекса составила 35,9% от всего объема экспорта в эти страны (в январе-марте 2008 года - 44,8%).

Как сообщили в ФТС, экспорт природного газа из РФ за 3 месяца текущего года достиг 21,5 млрд. куб. м. В том числе, в дальнее зарубежье вывоз газа упал на 61% и составил 18,6 млрд. куб. м. Поставки газа в СНГ сократились на 49,8% - до 2,9 млрд. куб. м.

Экспорт газа из РФ в январе-мае 2009г. сократился на 47,7% по сравнению с аналогичным периодом 2008г. и составил 49,1 млрд. куб. м, В том числе в мае 2009г. экспорт газа сократился на 26,3% - до 13,7 млрд. куб. м.

Экспорт газа в дальнее зарубежье в январе-мае 2009г. составил 37,6 млрд. куб. м, что на 50,2% ниже показателя за январь-май 2008г. В мае экспорт газа в дальнее зарубежье снизился относительно мая 2008г. на 23,2% и составил 11,3 млрд. куб. м. В страны СНГ в январе-мае 2009г. было экспортировано 11,5 млрд. куб. м газа (снижение на 37,8% к соответствующему периоду 2008г.), в том числе в мае - 2,4 млрд. куб. м (снижение на 37,7%). Поставки газа в Белоруссию (основного потребителя среди стран СНГ) составили 65% от уровня января-мая 2008г., поставки российского газа в Молдавию в I квартале были замещены среднеазиатским газом.

Главная причина падения спроса на российский газ - высокие текущие контрактные цены, которые привязаны к цене нефти полугодичной давности. Европейские потребители стали снижать потребление российского газа и переориентироваться на других поставщиков (Норвегия, Алжир), торгующих газом на условиях опотовых контрактов, то есть в режиме реального времени, и отбирать газ из собственных хранилищ, отмечают в министерстве.

Доля экспорта в общем объеме добычи газа в России в январе-мае 2009г. уменьшилась до 20,7% против 31,9% в январе-мае 2008г. (в мае - увеличилась до 34,2% против 33,1% в мае 2008г.). В январе-мае 2009г. продолжилось снижение добычи газа: она уменьшилась на 19,2% - до 238 млрд. куб. м.

Крупнейшие страны в мире, осуществляющие экспорт нефти:

Саудовская Аравия 9,0 млн. баррелей в день.

Россия 6,4 млн. баррелей в день.

Норвегия 2,8 млн. баррелей в день.

Иран 2,72 млн. баррелей в день.

Объединенные Арабские Эмираты 2,4 млн. баррелей в день.

Кувейт 2,3 млн. баррелей в день.

Венесуэлла 2,1 млн. баррелей в день.

Алжир 1,8 млн. баррелей в день.

Мексика 1,75 млн. баррелей в день.

Ливия 1,5 млн. баррелей в день.

1.2 Обзор рынка добычи нефти в России

Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций. 11 нефтедобывающих холдингов обеспечивают более 95% всего объема добычи. Основные регионы добычи - открытые еще в 1960-е и 1970-е годы западносибирские месторождения, на долю которых приходится 68,1% совокупной годовой добычи. Второй в стране по объему добычи нефти - Волго-Уральский регион - находится в поздней стадии разработки продуктивных месторождений и характеризуется затухающей добычей, которая в ближайшие несколько лет начнет сокращаться.

Сегмент нефтепереработки - развит недостаточно. (НПЗ). Степень износа отечественных НПЗ составляет 65%, а загрузка составляет менее 80%. Только у Лукойла коэффициент загрузки мощностей приблизился к отметке в 95%, а принадлежащий Сургутнефтегазу Киришский НПЗ работает на пределе мощности с загрузкой почти 100%.

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

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

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

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

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

Известно, что за последнее 10-летие нефтяная промышленность России продемонстрировала достижение бесспорно фантастических, неожиданных для всего мира результатов. За этот период добыча жидких углеводородов (нефть+конденсат) выросла с 305,3 млн. тонн (1999 г.) до максимума – 491,3 млн. тонн (2007 г.), или в 1,6 раза при росте объемов эксплуатационного бурения с 5,988 млн. м до 13,761 млн. м/год. Эксплуатационный фонд к концу 2007 г. был доведен до 157,1 тыс. скважин, из которых действовало 131,3 тыс. скважин, в неработающем фонде было – 25,8 тыс. скважин, или 16,4 % от эксплуатационного фонда.

По состоянию на 01.09.2008 г. в эксплуатационном фонде нефтяной промышленности РФ насчитывалось 158,3 тыс. скважин, из них действовало 133,5 тыс. скважин (или 84,3%), в неработающем фонде – 24,8 тыс. скважин. Среднесуточная добыча нефти в августе 2008 г. находилась на уровне – 1341,8 тыс. т/сут., в среднем за январь- август 2008 г. – 1332,9 тыс. т/сут.

За 8 месяцев 2008 г. метраж эксплуатационного бурения составил 9,9 млн. м, ввод новых скважин – 3593. Ожидаемая по году проходка, очевидно, превысит 14,5 млн м, а ввод новых скважин, возможно, достигнет ~ 5,4 тыс.шт.

Таким образом, предкризисная ситуация в нефтяной отрасли Российской Федерации была достаточно стабильна и характеризовалась высокими результатами.

Отметим, что 2007 г. оказался вторым в истории годом с максимальной, «пиковой» (491,3 млн. тонн) добычей нефти, т. к. в 2008 г. (по предварительной оценке автора) она снизилась до 488 млн. тонн или ~ на 0,7 %.

За 2007 – 2008 гг. пробурено примерно столько же метров горных пород, сколько за предыдущие 3 года (2004 – 2006 гг.). Однако прироста за счет этого в добыче нефти в 2008 г. вообще не было получено, т. к. вся значительная добыча из новых скважин пошла на компенсацию падения по переходящему фонду скважин из-за его ускоренного обводнения. Можно с уверенностью констатировать, что к 2008 г. все сколько-нибудь значимые резервы увеличения добычи нефти по старому фонду были уже использованы.

В 2008г. в России было добыто 488 млн. т нефти, что на 0,7% меньше, чем в 2007г.

Добыча газа в мае 2009г. составила 40 млрд. куб. м, что на 28,7% ниже, чем в мае 2008г.

Потребление газа по России в январе-мае 2009г. составило 202,4 млрд.куб. м газа (снижение на 7% по сравнению с январем-маем 2008г.), в том числе Единой энергосистемой России - 69 млрд. куб. м (снижение на 6,4%).

Добыча нефти и газового конденсата в России в январе-феврале 2009г. снизилась на 2,1% по сравнению с аналогичным периодом 2008г. и составила 78,46 млн. т (9,78 млн. бар./сутки).

В феврале производство нефти в России упало на 9,4% по сравнению с январем с.г. - до 37,14 млн. т.

Группа предприятий, расположенных в Башкирии. Включает «Башнефть» с годовой добычей в объеме 11,5 млн. тонн нефти в год, четыре НПЗ суммарной мощностью переработки более 20 млн. тонн нефти в год, «Башкирнефтепродукт» (сеть из 317 АЗС). Блокпакеты в этих компаниях ОАО «Система-Инвест» (на 65% контролируется АФК «Система») приобрело в 2005 году за $600 млн. В ноябре 2008 года «Система» получила права управления фондами, владеющими контрольными пакетами предприятий БашТЭКа. В апреле 2009 года компания за $2 млрд. выкупила у этих фондов акции.

1.3 Инвестиционная привлекательность российских нефтяных компаний

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

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

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

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

Падение цен черного золота на четверть с конца августа снизило инвестиционную привлекательность российских нефтяных компаний. Финансовые результаты последних кварталов будут уже не столь блестящими, как в начале года. Но акции нефтянки все еще интересны инвесторам.

В фаворитах остается ЛУКОЙЛ благодаря лояльности государству и высокому уровню прозрачности и корпоративного управления: 9 из 11 инвесткомпаний рекомендуют его бумаги к покупке. После хороших результатов за II квартал эмитент презентовал стратегию «ускоренного роста» до 2016 г., позитивно оцененную экспертами. Впрочем, в основе плана - очень оптимистичный прогноз цен на нефть. Амбициозные планы включают усиление позиций на мировом рынке и увеличение капитализации в 2-3 раза, до $150-200 млрд.

2.1 Факторы, влияющие на внутренний рынок

Важным фактором, оказывающим влияние на состояние внутреннего рынка РФ, как показала статистика наблюдений за рынком в течение многих лет, стал фактор, который для удобства можно назвать так: «уровень мировых цен на сырую нефть». Средневзвешенные значения вычисляются через нефтяные биржи, а высокая цена на нефть «вытягивает» вверх и цены на продукты ее переработки, в первую очередь мазут и дизельное топливо (половина производимого объема которых экспортируется из России). Система работает следующим образом: при резком повышении цен на нефтепродукты и нефть российские компании стремятся «вылить» на экспорт больше нефти и нефтепродуктов (у кого они имеются) при этом потребности внутреннего рынка в расчет не берутся, далее на внутреннем рынке вырастает цена на нефть (ее стало меньше), дорогую нефть «завели» на переработку (выходящие нефтепродукты также подорожали), экспортируемые объемы уже нефтепродуктов оголяют рынок и ситуация приводит к росту цен. Анализируя колебания мировых цен на нефть за год, решений правительства по регулировке таможенных пошлин и динамику индексов цен внутреннего рынка, специалисты центра выявили очевидную корреляцию между ними. Причем временной лаг при резком росте или падении цен на нефть обычно составляет от 10 до 14 дней. Сам внутренний рынок нефтепродуктов растет отнюдь не быстрыми темпами, радует только увеличение парка частных автомобилей, что приводит в больших городах к росту в секторе розничных продаж ГСМ. Впрочем, конкурентоспособность российских нефтепродуктов на европейском рынке вызывает сомнения.

По прогнозам Минэнерго, добыча нефти в 2009 г., сохранится примерно на уровне прошлого года, а добыча газа может снизиться на 2,9 – 6,5%.

Рынок нефтесервиса определяется программами капвложений нефтяных компаний, обусловленными, в первую очередь, ценами на нефть. Несмотря на произошедшее весной повышение цен, большинство экспертов прогнозирует среднегодовую цену в районе 50 долл./барр. Поэтому более-менее значительные капвложения могут себе позволить только те нефтяные компании, которые имеют собственную нефтепереработку и сбыт своих нефтепродуктов.

Прогнозируемого в начале года двукратного сокращения рынка нефтесервиса, судя по всему, удалось избежать, однако скажется резкое сокращение спроса со стороны небольших нефтяных компаний, обеспечивающих ранее до 15% рынка.

Нефтяным компаниям придется заниматься проектами, которые дешевле продолжать, чем прекратить. Заказчики зачастую отказываются от уже законтрактованных работ. Многие в 1,5 – 2 раза увеличили сроки оплат за выполненные работы, что является уничтожающим фактором для сервисных компаний. Уже осенью 2008 г. представители сервисных компаний утверждали, что заказчики настоятельно просят снизить цены на работы – в среднем на 10 – 20% (иногда доходило и до 30%). Однако сервисная компания предпочтет заключить хоть какие-нибудь контракты. Это, конечно, снизит текущую экономическую устойчивость компании и серьезно помешает ей выйти на рынок в будущем.

По итогам начала года значительные сокращения произошли среди работ, нацеленных на перспективное развитие. Это касается сейсмики и разведочного бурения. Ряд нефтяных компаний не только сократил программу сейсмических исследований, но и отказался от заключенных контрактов. Падение физических объемов рынка сейсмики в 2009 г. оценивается в 20 – 25%. Со стороны некоторых нефтяных компаний в Роснедра поступили заявления с просьбой приостановить выполнение лицензионных соглашений в части проведения изыскательских и разведочных работ. Подобные проблемы возникли не только у небольших компаний, но и у крупных, например – у «Татнефти».

Объемы разведочного бурения сократились почти наполовину. Учитывая позицию государства в вопросе восполнения запасов, следует ожидать некоторой стабилизации ситуации в данном сегменте, или даже некоторого улучшения за счет государственного заказа.

Вопреки большинству прогнозов рынок эксплуатационного бурения сократился в начале года незначительно. Поддержали его в основном две компании – «Роснефть» и «Сургутнефтегаз». У большинства остальных компаний произошло сокращение инвестиционных программ и объема заказов для сервиса.

Рынок ремонта скважин эксперты единодушно считают основным «кормильцем» нефтесервиса. Текущий ремонт скважин будет неизбежно выполняться на существующем фонде скважин, обеспечивая нужные объемы добычи. Капитальный ремонт будет выполняться при достаточно тщательном экономическом анализе его выгод. Это может привести к сокращению объемов в 2009 г. на 10 – 15%, а далее к росту в 2010 – 2011 гг. Более оптимистичной выглядит ситуация на фонде скважин «Сургутнефтегаза», где сокращений объемов не прогнозируется.

Рынок услуг по повышению нефтеотдачи сохранился примерно на том же уровне. В дальнейшем вероятен некоторый рост заказов, необходимый для компенсации снижения ввода новых скважин.

Вместе с ТРС работы по повышению нефтеотдачи могут обеспечить выживание нефтесервисных компаний, в частности высокотехнологичных. В секторе активизируются крупные зарубежные компании. К примеру, Schlumberger сегодня участвует в тендерах на получение подрядов в области подготовительных работ, КРС, ГРП и др.

В связи с сокращением объемов работ началась постепенная распродажа бурового оборудования. Пока в форме аренды (с возможностью последующего выкупа) или по лизинговой схеме. Случаи продажи буровых установок и другой вспомогательной техники становятся все более частыми. Имели место случаи отказа заказчиков оборудования от сделанных ранее заказов.

Основным регионом нефтедобычи по-прежнему остается Западная Сибирь. Основные работы в этом регионе будут нацелены на поддержание объемов добычи. Сходная ситуация и в Урало-Поволжье, где снижение добычи началось еще до кризиса. Проекты по разработке тяжелых высоковязких нефтей из-за высокой себестоимости, скорее всего, будут заморожены.

Процессы в Восточной Сибири пойдут особенно болезненно, ибо там только начинается становление добывающего района, идет период капитальных вложений. Бурение там дороже, чем в Западной Сибири, инфраструктура слабо развита. Вокруг строящегося трубопровода ВСТО следует ожидать оживления геологоразведки. В частности, проведение Газпромом («Севморнефтегазом») тендеров по разведке в Якутии может явиться фактором развития сервиса в этом регионе. Оптимистично настроенные эксперты прогнозируют рост рынка нефтесервиса в регионе в 5 – 10% в 2009 г.

Ситуация в Тимано-Печорском регионе определяется тем, что регион обладает значительным потенциалом для развития, имеет удобные выходы к экспортным путям. Однако основные запасы углеводородов находятся в труднодоступных районах, в том числе в прибрежной зоне или на шельфе. Многие месторождения требуют деятельной доразведки и подготовки к работе.

Стимулирующую роль в развитии данного региона должно сыграть решение правительства о снижении ставки НДПИ для Тимано-Печорского региона и месторождений на шельфе. Активизации работ может способствовать приход в регион «Русвьетпетро», основные заказы от которого, вероятнее всего, получит «РН – Бурение». Объемы работ в других регионах относительно невелики, и серьезного влияния на общее состояние рынка они не окажут.

В Украине, Казахстане, Туркмении, Узбекистане проводится политика ограничения допуска иностранных подрядчиков на местные рынки нефтесервиса. В СНГ сегодня интереснее работать не буровикам, а субсервисным компаниям, на что есть как минимум две причины: «гибкость» субподрядных организаций (меньше оборудования, небольшой штат, отсутствие привязки к базам производственного обслуживания) и весомое преимущество в части стоимости работ.

Возможностями для выхода на рынки дальнего зарубежья обладают, в основном, крупные компании или сервисные структуры ВИНК. Характерной чертой рынка нефтесервиса в некоторых регионах дальнего зарубежья является как физический, так и правовой риск. К регионам «рискованного нефтесервиса» можно отнести Венесуэлу, Аргентину, Боливию, Нигерию. Цивилизованные условия работы (как, например, в Бразилии) требуют владения новейшими технологиями разработки месторождений, чем может похвалиться редкая российская компания.

Доля рынка, приходящаяся на аффилированные сервисные компании (среди них «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть – Нефтесервис», «РН – Бурение», «Татнефть – Бурение»), составляет примерно 50%. Даже в докризисных условиях в секторе предполагалось сохранение status quo, а в нынешний период аффилированность является гарантией жизнеспособности соответствующих компаний или подразделений. ВИНК могут рассчитывать на государственную поддержку, которая опосредованно скажется и на положении сервиса. Поэтому в ближайшее время доля сектора аффилированных структур вырастет. Крупные нефтегазодобывающие компании в первую очередь будут загружать аффилированные мощности.

Фактором выживания в кризисный период и конкурентоспособности в посткризисное время для аффилированных сервисных компаний будет возможность сохранения квалифицированных кадров.

Взлет крупного независимого российского нефтесервиса, продемонстрированный в последние 5 лет компаниями ССК, БК «Евразия», «Интегра», «Катобьнефть», «Петроальянс», питал надежды на то, что в недалекой перспективе этот сектор расширится до 70 – 80% и будет поделен между 7 – 9 компаниями. Расширение сектора планировалось осуществить за счет поглощения конкурентоспособных средних и малых нефтесервисных компаний и за счет обновления парка оборудования.

Кризис помешал планам бурного развития. Компании сектора, столкнувшись с проблемой нехватки средств, в разы сокращают мощности и отказываются от программ модернизации и расширения. Несмотря на появление активов с низкой ценой, свободные средства на их покупку отсутствуют. Возможно создание альянсов между независимыми компаниями с целью усиления позиций в отношениях с заказчиками. Возможен рост доли рынка (с 18 до 20 – 22%) крупных компаний за счет выдавливания средних и мелких компаний.

Основной фактор выживания в кризисный период – сохранение базовых мощностей и компетенций, диверсификация линейки услуг, а также возможность в небольших пределах снижать цены при сохранении качества работ и услуг. Возможна поддержка компаний иностранными инвесторами.

Находившийся в последние 3 – 4 года в фазе формирования и подъема сектор средних и малых независимых российских сервисных компаний (текущая доля его оценивается примерно в 10%) сейчас испытывает наибольшие трудности. Тяжелее всех придется компаниям, которые были созданы «с нуля», в том числе с приобретением нового оборудования.

Средние по размеру компании могли бы образовать здоровую конкурентную среду и стать хорошими «целями» для поглощения, однако падение заказов тормозит этот процесс. Затруднителен поиск партнеров, которые обеспечили бы финансирование компании. Вероятна утрата базовых мощностей и компетенций.

Мелкие компании переживают резкое сокращение объемов, держат низкие цены при среднем качестве. Возможностей для модернизации мощностей нет. Вероятность ухода с рынка мелких компаний существенно увеличивается.

Факторы выживания в кризисный период – концентрация на узкоспециализированном сегменте работ и услуг, технологические преимущества, вхождение в альянсы с крупными нефтесервисными компаниями или «чудо» – получение в условиях жесткой конкурентной борьбы хорошего заказа от крупной нефтяной компании.

Иностранные компании сохранят свои позиции на российском рынке ввиду безальтернативности в высокотехнологичном сегменте и сполна используют свои технологические и финансовые преимущества для умеренного расширения доли рынка, которая в текущий момент составляет примерно 20% всего независимого сектора рынка и 90% рынка высокотехнологичного сервиса.

Расширение будет происходить за счет покупки малых и средних российских компаний, хорошо зарекомендовавших себя, со связями в регионах. Начатая до кризиса скупка отечественных активов, вероятно, продолжится. В скором времени следует ожидать известий об очередных приобретениях иностранных компаний.

2.3 Дефицит инвестиций нефтяной отрасли РФ

Общий дефицит инвестиций в нефтяной отрасли РФ в 2009 году превысит 200 млрд. рублей.

2008 год был отмечен в нефтяной отрасли процессом укрупнения производителей нефтегазового оборудования, созданием комитета по стандартизации в нефтегазовом комплексе и крупным проектом в нефтехимии.

Дефицит инвестиций в 2010 году может составить 500-600 млрд. рублей.

Не наблюдается роста инвестиций и в пятилетней перспективе. Согласно пятилетнему плану, который предусматривает бурение более 30 тысяч скважин, решение проблемы утилизации более 60 млрд. кубометров попутного газа, строительства установок для первичной переработки нефти в 60 млн. тонн и вторичной переработки в более 140 млн. тонн, объем инвестиций должен составить 7,6 трлн. рублей. Этот план уже имеет дефицит в 2,8 трлн. рублей. Это без учета затрат на освоение шельфа и реализацию проектов на новых рынках».

В 2009 году инвестиции в нефтепереработку в России могут сократиться на 32 млрд. рублей, а в 2009-2011 годах - 224 млрд. рублей.

В 2008 году налоговые поступления в бюджет РФ от нефтяной отрасли составили 4,4 трлн. рублей, дополнительные доходы в бюджет - еще 0,5 трлн. рублей.

Отрасль является крупнейшим налогоплательщиком, который обеспечивает порядка 43% поступлений в бюджет. Достигнутый в 2008 году объем производства позволил обеспечить рекордные поступления в бюджет в размере 4,4 триллионов рублей.

Нефтяная отрасль обладает большим мультипликативным эффектом, оказывает сильное влияние на развитие других отраслей российской экономики. В связи с этим, наращивание инвестиционной активности в отрасли является наилучшей антикризисной мерой.

3.1 Нефть и кризис. Прогноз добычи нефти по России до 2015 г в условиях кризиса

Примерно с IV квартала 2008 г. Россия оказалась вовлеченной в сферу общемирового финансового кризиса и вступила в полосу рецессии своей экономики.

Трудно обстоит дело с прогнозами: что станет в ближайшие годы с экономикой России, насколько глубоким окажется «дно» кризиса? В наибольшей степени это относится к «локомотиву» отечественной экономики – нефтяной сфере ТЭК. Что будет с нефтью, сейчас интересует практически каждого – от министра до рабочего.

Еще до начала кризиса, а точнее – 21 августа 2008 г., Правительство РФ подвело итоги развития страны за 6 месяцев 2008 г. и рассмотрело прогноз социально-экономического развития страны на 2009 – 2010 гг. по двум вариантам.

Вариант 1 (инерционный) предусматривал увеличение добычи нефти (с ожидаемого в то время за 2008 г. уровня – 492 млн. тонн) до 497 – 501 млн. тонн в 2009 – 2011 гг.

Вариант 2 (инновационный) предполагал дальнейший неуклонный рост объема добычи нефти: в 2009 г. – до 503 млн. тонн, в 2010 г. – до 518 млн. т/год.

Оба указанных варианта были рассчитаны при цене на нефть марки Urals – 112 долл/барр. в 2008 г., при последующем ее падении до 88 долл. – в 2011 г.

Не прошло и полугода, как стало ясно, что указанные планы развития ТЭК России претерпят серьезные изменения.

Положение дел в нефтяной отрасли, в первую очередь, определяется ценами на мировом рынке, динамика которых непредсказуема. Известно, что в середине 2008 г. она достигла спекулятивного пика в 147 долл./барр., а к концу года рухнула до 35 долл./барр., или в 4,2 раза.

Современная ситуация на рынке характеризуется высоким уровнем неопределенности и непредсказуемости. Что будет с нефтяными ценами в перспективе, не смогут предсказать даже экстрасенсы. В этих условиях нефтяным компаниям практически невозможно сколько-нибудь достоверно планировать свою деятельность как на текущий, и так и последующие годы.

Низкие цены на нефть на мировом (и российском) рынках в ближайшие 2009 – 2010 гг. могут вызвать ряд стратегически значимых отрицательных явлений, а именно:

серьезное снижение объемов эксплуатационного бурения на разбуриваемых месторождениях;

отказ от освоения новых месторождений, ранее планировавшихся компаниями ко вводу;

отказ от бурения низкорентабельных по дебиту нефти скважин (очевидно, менее 50 т/сут.);

сокращение объемов капитального строительства и эксплуатационных затрат на добычу;

сокращение действующего эксплуатационного фонда скважин, увеличенный вывод в неработающий фонд низкорентабельных, малодебитных и высокообводненных скважин;

сокращение объемов геолого-технических мероприятий и работ по увеличению нефтеотдачи пластов;

полная остановка нерентабельных месторождений (до начала роста цены на нефть, видимо – до 60 долл/барр. и более);

передел нефтяного рынка между его «акулами» и основными «игроками» путем поглощения слабых, в первую очередь мелких и средних добывающих предприятий.

Полностью нормализовать ситуацию в отрасли не способно даже 5-кратное (с 500 долл./тонн до 100 долл./тонн) снижение экспортных пошлин на нефть, оперативно и почти своевременно сделанное Правительством РФ. Здесь необходимо введение новых дополнительных налоговых послаблений недропользователям, а также упрощение несовершенной и забюрократизированной системы управления нефтедобычей со стороны госорганов, о чем неоднократно говорили руководители крупных ВИНК.

Понятно, что все вышеперечисленные факторы весьма важны, но наиболее значимым для сохранения добычи следует считать поддержание буровой активности российских нефтедобывающих предприятий.

К сожалению, в 2009 – 2010 гг. не исключено, резкое (в 1,5 – 1,8 раза) сокращение объемов эксплуатационного бурения – до уровня 8 – 10 млн. м/год. Указанное снижение, несомненно, окажет существенное отрицательное влияние на уровни добычи нефти в последующие 5 лет.

Рассмотрим несколько сценариев развития нефтедобычи по России до 2015 г.

Три варианта прогноза добычи нефти на перспективу (рис. 1).

Рис.1 Прогноз добычи жидких углеводородов по России до 2015 года с учетом кризиса

Вариант №1. «Гипотетический» («Если бы не было кризиса»), в котором объем проходки в эксплуатационном бурении поддерживается на уровне 13,5 – 13,0 млн м/год вплоть до 2015 г. (таблица 1, 2).

Таблица 1 - Прогнозные показатели добычи жидких углеводородов по России до 2015 г.

Показатели	Варианты
Показатели	Варианты
Добыча нефти, млн.т. / г


Проходка, млн.м/


Ввод новых скважин, шт.

Таблица 2 - Сравнение интегральных показателей вариантов нефтедобычи по России до 2015 г.

Показатели	Варианты
Показатели	«Если бы не было кризиса	«Пессими-стический»	«Кризисный»
Уровни добычи нефти, млн. т./год


Накопленная добыча нефти, млн. тонн за 2009 – 2015 гг.
Накопленный объем эксплуатационного бурения, млн. м. за 2009-2015 гг.
Суммарный ввод новых скважин, тыс. скв. за 2009-2015 гг.

Вариант №2. «Пессимистический» – падение объемов эксплуатационного бурения в 2009 – 2011 гг. до 10 млн. м/год, однако с последующим его ростом до 13 млн. м – в 2015 г.

Вариант №3. «Кризисный» – падение проходки в 2009 – 2010 гг. до 8,0 млн. м при последующем постепенном ее увеличении до 12 млн. м – в 2015 г.

«Если бы не было кризиса» – добыча нефти по России поддерживалась бы на достаточно стабильном уровне 470 – 480 млн. т/год с постепенным ее снижением до 440 млн т/год к 2015 г. (среднее падение 1,5% в год за период) – при сохранении объемов эксплуатационного бурения на уровне 13,5 – 13 млн. м/год.

Из проведенных расчетов следует, что кризис неизбежно окажет отрицательное влияние на уровни добычи нефти и объемы эксплуатационного бурения по России. Однако принципиально важно подчеркнуть, что никакой катастрофы с нефтедобычей в стране обществу ожидать не следует.

По всей видимости, из рассмотренных вариантов развития нефтедобычи более вероятным можно считать вариант 3, предусматривающий следующие уровни добычи нефти в таблице 3.

Таблица 3 – Уровни добычи нефти

Таким образом, «Кризисный» вариант 3 характеризуется следующими ключевыми параметрами:

сокращение объема эксплуатационного бурения в 2009 – 2010 гг. до 8 млн. м/год с последующим его плавным увеличением до 12 млн. м в 2015 г.;

сокращение ввода новых скважин в 2009 – 2010 гг. в 1,8 раза (до 3 тыс. шт.) против уровня 2008 г.;

увеличение темпов падения добычи нефти, которая снизится против предыдущего года (табл. 4 и рис. 2):

в 2009 г. – на 18 млн. тонн (или 3,7%);

в 2010 г. – на 27 млн. тонн (или 5,7%);

в 2011 г. – на 20 млн. тонн (или 4,5%);

в дальнейшем, в связи с восстановлением объемов эксплуатационного бурения, падение годовых уровней добычи нефти значительно уменьшится (до 1% – в 2015 г.).

Таблица 4 - Изменение годовой добычи нефти по РФ, в % от предыдущего года

Показатели

Добыча нефти, млн. т/год

Изменение добычи нефти, млн. т/год

Рис.2 – Процент изменения годовой добычи нефти

При резком снижении из-за кризиса объемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м в 2009 – 1010 гг. добыча нефти по сравнению с гипотетическим вариантом 1 («Если бы не было кризиса») снизится по годам на следующие величины:

2009 г. – на 15 млн тонн (-3,1 %)

2010 г. – на 36 млн тонн (-7,5 %)

2011 г. – на 50 млн тонн (-10,6 %)

2012 г. – на 58 млн тонн (-12,4 %)

2013 г. – на 44 млн тонн (-9,8 %)

2014 г. – на 41 млн тонн (-9,2 %)

2015 г. – на 40 млн тонн (-9,1 %)

В сумме за 2009 – 2015 гг. – на 284 млн. тонн (-8,8 %).

Из-за значительной инерционности процесса разработки месторождений углеводородного сырья в стране основные потери в добыче нефти (50 – 58 млн. т/год), из-за влияния кризиса проявятся позднее – в 2011 – 2012 гг. При этом в варианте 3 в 2009 – 2015 гг. будет введено в эксплуатацию на 8675 скважин меньше, чем в варианте 1 («Без кризиса»).

Попутно интересно отметить, что полученная в Варианте 3 прогнозная кривая падения добычи нефти в 2008 – 2011 гг. почти повторяет (в зеркальном отображении) кривую роста фактической добычи нефти в предыдущий до пика период – 2003 – 2006 гг.

Также нужно указать, что при реализации программы развития добычи нефти по России по варианту 3 («Кризисному») в период 2009 – 2015 гг. на ведение буровых работ в объеме 68,5 млн. м потребуется капвложений ориентировочно 1,37 трлн. рубл. (или около 40 млрд. долл.), а общие капитальные затраты (с учетом обустройства нефтяных месторождений) могут составить 2,89 трлн. руб. (или 83 млрд. долл.).

3.2 Преодоление кризиса

Основные проблемы нефтесервисных компаний давали о себе знать и в докризисный период; это:

устаревшие технологии,

недостаток квалифицированных кадров,

неудовлетворительное техническое состояние оборудования,

преобладание постоянных затрат в структуре себестоимости.

Целями либерализации нефтесервисного рынка были стремление преодолеть хроническую недоинвестированность важной для экономики страны отрасли и создание гибкой системы отношений «заказчик - подрядчик».

Кризис может легко разрушить еще не окрепшую систему новых отношений на нефтесервисном рынке. Однако кризис стоит использовать для создания конкурентных преимуществ в посткризисное время. Подумать придется не только над организационно-техническими проблемами отдельных предприятий, но и над системой отношений в отрасли в целом.

Радикальное обновление технологий отечественного нефтесервиса – вопрос его выживания. Новые технологии нефтесервиса должны обеспечить работу отрасли в условиях истощения разрабатываемых месторождений, растущей трудности условий разведки и добычи.

Эксперты сходятся во мнении, что серьезные компании должны финансировать НИОКР, чтобы к окончанию кризисного периода предложить рынку новые технологии. В посткризисный период конкуренция будет гораздо жестче.

Альтернативой крупным инвестициям могут стать преобразования организации производства, не связанные с нарушениями технологии. По нашим оценкам, эти резервы составляют до 20% затрат; их использование поможет поднять производительность компании в несколько раз.

Кадровый вопрос на стадии бурного развития нефтесервиса стоял наиболее остро – квалифицированные рабочие и управленческие кадры было очень трудно найти, а их дороговизна в известной мере была обусловлена их мобильностью.

Сейчас с трудом собранные кадры приходится сокращать. Специалисты уходят в добывающие компании, в другие отрасли. В первую очередь уходят высококвалифицированные работники. Молодежь не идет в буровые компании, ибо в трудный момент ее сократят в первую очередь.

На первый план выходят мероприятия по удержанию квалифицированного персонала и подготовке кадрового резерва на случай разворачивания работ. Преимущество необходимо отдавать сотрудникам, которые являются носителями лучшей практики работы предприятия и/или способны к генерации новых полезных решений; тем, кто в период подъема сможет восстановить масштабы деятельности предприятия и кто в период кризиса сумеет работать по нескольким направлениям, помогая коллегам.

Известно, что расходы, связанные с владением буровым оборудованием, ремонтом и обслуживанием, составляют более половины себестоимости буровых работ. Поскольку рынок поставщиков «технической готовности» только начал формироваться, указанные затраты остаются для буровой компании постоянными. Поэтому компании и стремятся избавиться от такого «генератора затрат». Перспективы же участия в тендерах не дают свести к минимуму парк оборудования.

В связи с сокращением объемов производства целесообразен вывод (консервация) излишних мощностей. Однако не нужно забывать о должном отношении к выведенному оборудованию – его исправность и работоспособность должны поддерживаться на уровне, обеспечивающем быстрое разворачивание при изменении ситуации в благоприятном направлении.

Управление себестоимостью нефтесервиса остается трудной проблемой, решение которой пока не получено.

Сметная методика не позволяет сервисному подрядчику управлять своей себестоимостью: смета для него – инструмент управления выручкой, а не затратами. Методический подход к планированию и анализу экономики сервисного предприятия середины 1980-х гг. предполагал, что подавляющее большинство (до 90%) затрат классического бурового предприятия, имеющего в своей структуре вспомогательные производства и другие избыточные активы, относится к постоянным. Поэтому нет ничего более рискованного, чем сохранять структуру такого предприятия в условиях резкого падения объемов.

Средством «выпрямления» затрат является аутсорсинг. Так, прокатом бурового оборудования, услугами энергетического и транспортного обеспечения предлагается пользоваться только по мере работы по полученным контрактам. По такому пути пошли многие буровые компании, образовавшиеся из классических УБР. Стоимость собственного или аффилированного сервиса крупных нефтяных компаний (во многом сохраняющего классическую структуру) выше рыночного уровня в 1,5 – 2 раза.

Аутсорсинговая схема может эффективно работать при выполнении как минимум двух условий:

существует хорошо налаженное управление проектами строительства скважин (на уровне головной компании);

между партнерами установлены прочные правовые отношения, позволяющие контролировать качество субподрядных работ и их финансирование.

Итак, необходимы новые методы планирования и оценки экономической эффективности работы сервисных компаний, а также методы расчета экономической эффективности инноваций, связанных не только с технологической, но и с организационной стороной сервисного бизнеса, учитывающие изменившуюся структуру отношений на рынке нефтесервиса.

Структура нефтесервисного рынка России далека от оптимальной. В России на 7 нефтяных компаний приходится 90% рынка бурения. При этом около 50% рынка принадлежит аффилированным сервисным структурам пяти нефтяных компаний, еще 18% приходится на четыре независимые сервисные компании. По «закону соответствия масштабов» крупные заказчики работают с крупными подрядчиками. Следует учесть, что за большинством обозначившихся в России центров отраслевой интеграции стоит иностранный капитал. Поэтому места для отечественных независимых сервисных компаний на рынке почти не остается.

Другим фактором развития сектора средних и малых нефтесервисных фирм является налаженная система аутсорсинговых отношений «сервис – субсервис». В России система аутсорсинговых отношений в нефтесервисе пока еще не достигла той степени зрелости, когда можно говорить об устойчивых связях. Поэтому говорить о развитии средних и малых нефтесервисных компаний не приходится до тех пор, пока не изменится структура заказчиков.

Доля средних и малых нефтесервисных компаний на рынке может увеличиться, если будут развиваться средние и малые нефтяные компании. Объективный повод к такому развитию – переход все большей доли месторождений в категорию малопродуктивных или трудноразрабатываемых.

После стабилизации ситуации необходима реформа законодательства в целях поддержки малого и среднего бизнеса в области нефте- и газодобычи. Только небольшой бизнес может «вытянуть» экономику в период кризиса, ибо он охотнее принимает на себя риск. Создание комфортных условий для деятельности небольших нефтяных компаний автоматически приведет к оживлению малых и средних нефтесервисных компаний.

19 марта 2009 г. Минприроды подготовило предложения по дифференциации НДПИ для мелких месторождений, в которых считается целесообразным распространить применение вычетов из НДПИ инвестиций в геологоразведочные работы и инновационные технологии по разработке мелких и трудноизвлекаемых запасов.

Даже если структура соответствия «заказчик – подрядчик» на нефтесервисном рынке не изменится, имеются средства, способствующие оздоровлению рынка в целом. Таким средством может стать организация некоммерческого партнерства (или общероссийского реестра) нефтесервисных компаний с привлечением рейтингового агентства, оценивающего подрядчиков. Можно ожидать, что такая организация будет способствовать снижению издержек нефтегазодобывающих компаний, повышению качества работ и услуг подрядчиков, снижению взаимных рисков заказчиков и подрядчиков.

Нефтяная промышленность России – стратегически важное звено в нефтегазовом комплексе – обеспечивает все отрасли экономики и население широким ассортиментом моторных видов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии, котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами. На долю России приходится около 13% мировых запасов нефти, 10% объемов добычи и 8,5% её экспорта. В структуре добычи основных первичных энергоресурсов на нефть приходится около 30 процентов.

В целом ресурсная база нефтяной и газовой отраслей ТЭК страны позволяла обеспечить бесперебойное снабжение экономики и населения топливом.

Нефтяная промышленность РФ обладает большой устойчивостью и положительной инерционностью.

Однако основными проблемами остаются:

высокая степень износа основных фондов;

недостаток инвестиционных вложений;

высокая степень зависимости нефтегазового сектора России от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

влияние кризиса.

Сколько-нибудь катастрофического падения добычи нефти из-за кризиса ожидать не следует.

В сложившихся кризисных условиях (из-за низких цен на нефть) один из вероятных сценариев развития нефтяной отрасли России может сопровождаться значительным сокращением объемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м/год в 2009 – 2010 гг.

Вследствие этого уровни добычи нефти по России могут снизиться до: в 2010 г. – 443 млн. тонн, в 2011 г. – 423 млн. тонн, 2015 г. – 400 млн. тонн.

Из-за влияния кризиса недобор нефти в 2009 – 2015 гг. (по сравнению с вариантом «без кризиса») оценивается в 284 млн. тонн (в среднем на 40 млн. т/год, или 8,8% в год), объем проходки может сократиться за указанный период на 23,5 млн. м, в эксплуатацию не будет введено 8675 новых скважин.

В сложившихся условиях нефтяная промышленность России нуждается в дальнейшем целенаправленном снижении налогового бремени с целью стимулирования поддержания эксплуатационного бурения, ввода новых скважин, реализации планов по освоению новых нефтяных месторождений с целью наращивания задействованной в нефтедобыче ресурсной базы углеводородного сырья.

При своевременном «адекватном» изменении законодательства РФ (НДПИ, экспортная пошлина и др.) падение цены на нефть на мировом рынке до уровня 50 долл./барр. для нефтяной отрасли России не является критичным.

Можно предположить, что возобновление многолетнего устойчивого развития нефтяного комплекса России может начаться при росте цены на нефть марки Urals на мировом рынке до уровня не ниже 70 – 80 долл./барр.

Несмотря на глобальное влияние кризиса (ожидаемое сокращение добычи нефти, и соответственно, ее экспорта за рубеж) Россия останется крупнейшим игроком на мировом нефтяном рынке до 2015 г. и в последующий период.

1. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д. Основы проектного анализа нефтяной и газовой промышленности – Москва, Акрил, 2005;

2. Лаффлер У.Л. Переработка нефти – М., ЗАО «Олимп-Бизнес», 2009. – 224с.;

3. Богданчиков С.М. Технологии – наш путь к лидерству // Роснефть, Вестник компании. 2008. № 63;

4. Заложники барреля // Нефтесервис. 2008. № 4 (41). С. 11 – 12;

5. Махов П. Буровой нефтесервис заминирован? // Нефтегазовая вертикаль, 2009. № 4;

6. Скиткин К.В. Время действовать // Нефтесервис. 2008. № 4 (41). С. 16 – 19;

7. Шаповалов А.Г. Планирование, финансирование и экономическое стимулирование буровых работ. М.: Недра. 1986. 229 с.

Задачи

Индивидуальный предприниматель Ибрагимов, проживающий в г. Стерлитамак, добывает гравий для личных целей и реализации. Какова будет ставка уплачиваемого НДПИ?

И.П. Ибрагимов обязан вести раздельный учет полезных ископаемых, добываемых для предпринимательской деятельности и для личного пользования, т.к. в соответствии со ст. 336 п.2 подпункт 1:

«В целях настоящей главы не признаются объектом налогообложения:

Значит та часть гравия, которая предназначена для личного пользования не будет облагаться НДПИ.

Часть гравия, которая предназначена для реализации будет облагаться НДПИ по ставке 5,5% в соответствии со ст. 342 п.2 «Если иное не установлено настоящей статьи, налогообложение производится по налоговой ставке:

5,5 процента при добыче:

сырья радиоактивных металлов;

горно-химического неметаллического сырья (за исключением калийных солей, апатит-нефелиновых, апатитовых и фосфоритовых руд);

неметаллического сырья, используемого в основном в строительной индустрии;

соли природной и чистого хлористого натрия;

нефелинов, бокситов…»

Организацией в феврале текущего года добыто 2 тонны родниковой воды, 5 тонн минеральной и 2 тонны воды из других пресноводных источников.

Реализовано:

бутылированной родниковой воды – 2 тонны;

бутылированной минеральной воды – 3 тонны;

реализовано в цистерне 1 тонна минеральной воды;

минерализовано, бутылировано и реализовано 2 тонны пресной воды.

Остальная минеральная вода была отпущена на источнике в лечебных целях.

Плательщиком каких налогов (платежей) является организация и по каким ставкам (с указанием нормативного документа)?

В соответствии со ст. 342 п.1 НК РФ, минеральная вода, используемая налогоплательщиком исключительно в лечебных целях без их непосредственной реализации (в т.ч. обработки, подготовки, переработки, розлива в тару) подлежат налогообложению по ставке 0%.

Т.о. объем воды, отпущенный на источнике в лечебных целях, подлежит налогообложению по ставке 0% и составит: 5-3-1 = 1 т.

В соответствии с п.2 ст. 342 НК РФ, если иное не установлено п.1 указанной статьи, налогообложение при добыче минеральных вод производится по ставке 7,5%

Следовательно, минеральная вода, бутылированная и реализованная в объеме 3 т. и реализованная в цистерне в объеме 1 т., т.е. всего 4 т., подлежит налогообложению по ставке 7,5%.

Пресная и родниковая вода облагается водным налогом. В данной задаче не указан экономический район и бассейн реки, озера, то возьмем Поволжский район из прочих рек и озер.

В соответствии со ст.333.12 п.1 НК РФ, водного налога по ставке 264р. за 1 тыс. куб. м. воды, забранной из поверхностных водных объектов (2 т) и 342 р. за 1 тыс. куб. м. воды, забранной из подземных источников (2т).

ЗАО «Восток» за свой счет провело разведку месторождения каменного угля и занялось его разработкой. В январе 2008 г. общество добыло 50000 т угля, а реализовало 30000 т. Выручка составила 150000000 руб.

1)Рассчитаем налоговую базу:

150 000 тыс. руб. / 30 000т. = 5 тыс. руб. за тонну – стоимость единицы добытого полезного ископаемого.

5 * 50 000 т. = 250 000 тыс. руб. – стоимость всех добытых ископаемых.

2) 250 000 тыс. руб. * 4% /100% *0,7 = 7000 тыс. руб.

В соответствии со ст.342 п.2 НК РФ

«4,0 процента при добыче:

угля каменного, угля бурого, антрацита и горючих сланцев;

апатит-нефелиновых, апатитовых и фосфоритовых руд;…»

Сумма НДПИ = 7 000 руб.

Организация в 2008 году на основе договора купли-продажи осуществила на землях, находящихся в Федеральной собственности, заготовку крупной деловой древесины (кедра) без коры в порядке сплошных рубок главного пользования с использованием канатно-подвесной установки (лесосека расположена на склонах с крутизной более 20 градусов). Рассчитать плату по договору, если лесопользование производится в Архангельско-Вологодском лесотаксовом районе; расстояние вывозки 115 км, ликвидный запас древесины на корню – 190 плотных куб. метров на 1 гектаре. Заготовлено 6000 куб. метров.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 22. 05.07 №310 «О ставках за единицу объема лесных ресурсов и ставках платы за единицу площади лесного участка, находящегося в Федеральной собственности» имеем.

т.к. расстояние до вывозки 115 км, значит используется 7 разряд такс и ставка платы равна 41,4 руб. за 1 плот. куб. м.

Т.к. В соответствии с п. 7 Постановления Правительства №310 «Ставки при проведении сплошных рубок корректируются с учетом ликвидного запаса древесины на 1 гектаре лесосеки путем их умножения на следующие коэффициенты:

а) 0,9 - при ликвидном запасе древесины до 100 плотных куб. метров на 1 гектар;

б) 1 - при ликвидном запасе древесины от 100,1 до 150 плотных куб. метров на 1 гектар;

в) 1,05 - при ликвидном запасе древесины от 150,1 и более плотных куб. метров на 1 гектар.»

Соответственно, данная ставка корректируется на коэффициент 1,05.

В соответствии с п.8 данного Постановления «На лесосеках, расположенных на склонах с крутизной свыше 20 градусов, применяются следующие корректирующие коэффициенты:

а) 0,7 - при использовании канатно-подвесных установок;

б) 0,5 - при использовании вертолетов.»

Значит, данная ставка корректируется и на коэффициент 0,7.

В соответствии с ФЗ №198 ФЗ от 24.07.07г «О федеральном бюджете на 2008 год и на плановый период 2009 и 2010 годов» ст.3:

«Ставки платы за единицу объема древесины, заготавливаемой на землях, находящихся в федеральной собственности, установленные Правительством Российской Федерации в 2007 году, применяются в 2008 году с коэффициентом 1,15.»

Ставка платы будет равна: 41,4 * 1,05 * 0,7 * 1,15 = 34,993 руб.

Округлим до 0,1 и получим ставку 35 руб. за 1 плот. куб. м.

Заготовлено 6000 куб. м., значит 6000 * 35 = 210 000 руб. – плата по договору.

Лабораторный практикум

Изучите порядок заполнения налоговой декларации по налогу на добычу полезных ископаемых, утвержденный Приказом Минфина РФ от 29 декабря 2006 г. N 185н «Об утверждении формы налоговой декларации по налогу на добычу полезных ископаемых и Порядка ее заполнения »;

2. Найдите величину Кц в подзаконных актах ФНС (коэффициент Кв примите условно = 1)

Составьте расчет налога на добычу полезных ископаемых на бланке налоговой декларации по следующему условию:

ОАО «Нефтеинвест», которое находится в г. Тюмени, имеет три лицензии на добычу нефти. В Ханты-Мансийском автономном округе (лицензия ХМН 12345 НЭ) в январе 2009 года было фактически добыто 210 т нефти. Фактические потери составили 15 т, норматив потерь - 5%. По данным утвержденного государственного баланса запасов, на 1 января 2006 года начальные извлекаемые запасы составили 2 500 000 т, накопленная добыча (на ту же дату) - 2 220 000 т.

На основании лицензии ХМН 34567 НЭ организацией фактически было добыто 220 т нефти. Фактические потери составили 10 т, норматив потерь - 4%. По данным утвержденного государственного баланса запасов, на 1 января 2006 года начальные извлекаемые запасы нефти составили 880 000 т, накопленная добыча (на ту же дату) - 810 000 т. Поиск и разведка месторождения велись за счет средств организации, и по состоянию на 1 июля 2001 года она была освобождена от уплаты отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Nо – сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (вкл. потери при добычи) по данным гос. баланса запасов полезных ископаемых, утвержденных в году, предшествующим году налоговой периода.

V – начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти.

Кв = 3,8-3,5 * (2 200 000 / 2 500 000) = 0,72.

Это значение отражается по графе 7 таблицы раздела 2.

На втором участке недр (ХМН 34567 НЭ) степень выработанности равна 810 000т / 880 000т = 0,92 (>0,8).

Соответственно так же, как и по первому участку недр, будет применяться понижающий коэффициент Кв, который составит 0,5784. (3,8 – 3,5 * (810 000т / 880 000т)).

Поскольку поиск и разведка указанного месторождения были осуществлены за счет средств организации при расчете налогов будет использоваться коэффициент 0,7.

Нормативный предел потерь по данному месторождению составит:

(220т + 10т) * 4% = 9,2т.

Фактические потери превышают данный предел, поэтому в гр. 4 по коду 1010 указывается 9,2т.

В графе 5 указывается код основания налогообложения по общеустановленной ставке – 2000 (налогообложение с применением коэффициента 0,7). По гр. 6 отражаются количество фактически добытой нефти – 220 т.

По нефти, добытой на третьем участке недр по лицензии ИРК 23456 НЭ применяется льгота в соответствии с подпунктом 8 п.1 ст. 342 НК РФ. Код основания налогообложения в данном случае – 1065. По данному коду отражается все количество добытого полезного ископаемого – 121,5 т. Нормальные потери указывать не следует.

Строка 090: 3 300 + 27 010 + 1 350 * 36 100 / 83 500 = 30 893, 652 руб.

По графе 4 отражается общее количество добытого полезного ископаемого по всем кодам налогообложения.

По нефти эта величина определяется так:

210т. + 15т. +220т. +10т. + 120т. +1,5т. = 576,5 т.

Всего с учетом песка получится

576,5 т. + 50т. = 626,5 т. (в стр. 120)

Доля песка в общем количестве добытых полезных ископаемых равна

50 т / 626,5 = 0,0798.

Эта величина определяется в графе 5.

А в графе 6 записывается сумма расходов по добыче песка:

35473,65 т. * 0,0798 = 2830,8 руб.

Соответственно в разделе 2, заполненном в отношении природного строительного песка по строке 070 будет указана стоиомсть единицы добытого полезного ископаемого: 2830,80 / 50т. = 56,62 руб. /т.

На заключительном этапе заполняется раздел 1.

По нефти сумма налога составит (с учетом коэффициента 0,7:

213,75 т. * 419 руб. /т. * 6,3267 * 0,72 + 220т * 419 руб/т. *6,3267 *0,7 = 407971,35 + 646234,3 = 1054206 руб.

Теперь эту сумму налога согласно требованиям 343-й ст. НК РФ следует распеределить между участками недр пропорционально количеству добытого полезного ископаемого на каждом из них.

Общее количество добытой нефти уже было определено – 576,5т. Сумма налога, подлежащего уплате в бюджет по месту нахождения первых двух участков недр (ОКАТО 89111111111) рассчитывается так:

[(210т+15т +220т +10т): 576,5 т.] * 1 054 206 руб. = 832 027 руб.

Величина налога, подлежащего уплате в бюджет по месту нахождения третьего участка недр (38222222222 ОКАТО) определяется в аналогичном порядке и составит:

(121,5 т.: 576,5т.) * 1 054 206 = 222 179 руб.

Несмотря на то, что на территории Иркутской области организацией добыта нефть, облагаемая только по налоговой ставке 0 руб., действующий порядок распределения суммы налога предполагает, что в данной области налог все равно будет уплачиваться. Разумеется, за счет нефти, которая добыта в другом субъекте РФ.

По песку сумма налога будет равна:

50 т. * 56,62 руб. /т. * 5,5% = 156 руб.

Репетиторство

Нужна помощь по изучению какой-либы темы?

Наши специалисты проконсультируют или окажут репетиторские услуги по интересующей вас тематике.
Отправь заявку с указанием темы прямо сейчас, чтобы узнать о возможности получения консультации.