Проблемы развития российского рынка нефти и нефтепродуктов
смотреть на рефераты похожие на "Проблемы развития российского рынка нефти и нефтепродуктов" Содержание Введение…………………………………………………………..3 Глава 1. Общая характеристика российского рынка нефти и
нефтепродуктов…………………………………………………………6 Глава 2. Денежный оборот в отрасли 2.1 Состояние основных фондов комплекса………………..…17 2.2 Основные направления капиталовложений в комплексе...18 2.3 Источники инвестиций……………………..………………22 Глава 3. Ценообразование и налогообложение нефтяного
комплекса………………………………………………………………23 Заключение………………………………………………………29 Список использованной литературы…………………………..32 Введение Термин «нефть», пришедший к нам из персидского языка через турецкое
слово «neft», в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого
словосочетания «черное золото». И объясняется этот факт не только тем, что
сегодня нефть, наряду с природным газом, является основным и практически
безальтернативным источником энергии, но и тем, что ее запасы невосполнимы.
При этом дальнейшей переработке подвергаются лишь 10% добываемой сырой
нефти, остальные 90% - сжигаются. Как минимум, два десятилетия многие аналитики всерьез пугали
человечество тем, что еще каких-нибудь 40-50 лет, и ее запасы будут
полностью исчерпаны. И тем не менее на сегодняшний момент использование
нефти практически эквивалентно ее добыче. К концу ХХ века ее фактические
мировые запасы насчитывали 1 триллион 46 миллиардов баррелей. Потенциально
же это количество может быть неизмеримо большим. В ходе развития нефтяного рынка его центрами оказались практически два
региона: США и Ближний Восток. Первая половина XX в. явилась переходным
периодом. До начала XX в. США принадлежало не менее 75% добываемой во всем
мире нефти. Главной особенностью становления нефтяной отрасли в мире
являлось превосходство США в добыче нефти на государственном уровне и
доминирование до 1911 г. компании Standard Oil на корпоративном. Хотя
значительная трансформация произошла в середине века, но периодом смены
ключевого региона добычи можно считать начало 1970-х годов, когда США
впервые прибегли к широкомасштабному импорту нефти. По мере увеличения
добычи нефти в Персидском заливе стала возрастать роль арабских стран,
которые в 1960 г. создали ОПЕК. Вошедшим в него государствам потребовалось
от 10 до 15 лет, чтобы национализировать места добычи (разорвать
концессионные соглашения с западными компаниями), то есть перенаправить
прибыль в свою пользу. В 1973 и 1979 гг. произошли кризисы (вследствие
соответственно арабо-израильского конфликта и иранской революции), давшие
импульс развитию энергосберегающих технологий и замедлившие рост
потребности развитых стран в нефти. К этому времени на долю стран ОПЕК,
оказывающих максимальное влияние на ценообразование, приходилось около 80%
общего объема ее экспорта в мире и почти половина всей добычи. Вторым
крупным экспортером был СССР. Три события, прямо или косвенно повлиявшие на рынок нефти, произошли в
1980-е годы. В 1983 г. были проведены первые торги по фьючерсным контрактам
на нефть, что послужило толчком для развития рынка производных нефтяных
инструментов, причем формирование срочного рынка в корне изменило парадигму
нефтяных компаний, увеличив вес их финансовых операций. Два других события
- авария на Чернобыльской АЭС и гибель танкера Valdez компании Exxon у
берегов Аляски - усилили экологическое движение, частично ограничив
развитие атомной энергетики в США и ужесточив правила транспортировки
нефти, что привело к повышению стоимости ее перевозки. После второй мировой войны экономический рост в мире во многом был
обеспечен за счет относительно низкой и стабильной цены на сырую нефть. Как
правило, переработка ее осуществляется в местах потребления, поскольку
дешевле доставить к регионам потребления сырую нефть, чем нефтепродукты. В
последние десятилетия наблюдается волатильность цены на сырую нефть, что
может повышать потенциальные издержки некоторых участников рынка. Со
времени окончания нефтяных кризисов 1970-х годов номинальная цена нефти
колебалась в среднем от 18 до 20 долл. за баррель. К концу прошлого века и
в начале нынешнего ценовой диапазон изменился и составил 20-25 долл. за
баррель. Ввиду актуальности вопроса о нефти в настоящее время, темой своей
курсовой работы я выбрал «Проблемы развития российского рынка нефти и
нефтепродуктов». В данной работе я постараюсь не только оценить проблемы
развития вышеупомянутого рынка, но и дать этому рынку общую характеристику,
а также рассмотреть различные пути решения проблем. ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РОССИЙСКОГО РЫНКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Располагая лишь одним процентом мировых запасов нефти, ЕС потребляет
почти 1/5 произведенной в мире нефти. С его расширением в 2004 г.
увеличатся не нефтяные запасы союза, а потребление нефти, зависимость от
импорта будет расти. В настоящее время зависимость ЕС от импорта нефти уже
составляет более 70%. Россия – второй важнейший внешний источник нефти для
ЕС после Норвегии. Сейчас больше чем 15% суммарного нефтяного импорта ЕС
поступает из России, и после расширения ее доля будет увеличиваться.
Нефтяной баланс США еще менее устойчив по сравнению с ЕС. Хотя США имеют
только 3% мировых запасов нефти, они потребляют 1/4 ее мирового
производства. Американская экономика кардинально зависит от импорта
энергоносителей, она «проглотит» через 4-5 лет все собственные запасы
страны, если откажется от импорта. Однако нефтяные запасы стран-соседей США
относительно велики, у Мексики – почти такие же, как у США. На американском
континенте в целом находится приблизительно 15% глобальных нефтяных
запасов. Мировые разведанные запасы нефти сконцентрированы на Ближнем Востоке.
Пять ближневосточных стран обладают почти 2/3 глобальных запасов:
Саудовская Аравия (25%), Ирак (11%), ОАЭ (9%), Кувейт (9%) и Иран (9%). Вне
Ближнего Востока самые большие запасы имеют Венесуэла и Россия. Венесуэла
обладает приблизительно 7%, Россия – почти 5% глобальных запасов нефти.
Россия производит 10% нефти, в то время как потребляет только 4 (см. табл.
1). Т а б л и ц а 1
|Мировые запасы нефти, ее производство и потребление |
|в международных сопоставлениях (в % к мировым) |
| |Запасы|Производств|Потребление|
| | |о | |
|Россия |5 |10 |4 |
|США |3 |10 |26 |
|Китай |2 |1 |7 |
|EU15 |1 |4 |18 |
|EU25 |1 |4 |20 |
|Ближний Восток |65 |30 |6 |
|Северная и Латинская Америка |15 |28 |37 |
|ОЭСР |8 |28 |62 |
|ОПЕК |78 |41 |н.д. |
|Источники: BP Statistical Review of World Energy. L., 2002, |
|расчеты - К. Лиухто | В 1999 г. производство нефти в России составило примерно 300 млн. т,
в 2003 г. оно достигло почти 400 млн. т. Около 3/4 российских нефтяных
запасов расположены в Западной Сибири. Достаточно большие запасы обнаружены
на севере Европейской части России. Крупнейшие российские нефтяные компании
– ТНК, «ЛУКойл», ЮКОС, «Роснефть» и «Сургутнефтегаз» - располагают запасами
нефти почти в 13 млрд. т (см. табл. 2). Более чем 100 компаний добывают нефть в России, но подавляющая часть
добычи фактически находится в руках 10 вертикально интегрированных
компаний[1], их объем производства составляет приблизительно 350 млн. т –
90% производства нефти в России. Две самые крупные компании – «ЛУКойл» и
ЮКОС производят около 40% нефти (см. табл. 3). Т а б л и ц а 2
|Нефтяные запасы ведущих российских компаний |
|(по состоянию на 2000 г.) |
|Компания |Запасы нефти, |Доля государственной/ |
| |млн. т |региональной собственности, % |
|"ЛУКойл" |3344 |14 (сейчас 8) |
|ЮКОСв |2607 |0 |
|"Сургутнефтега|1504 |1 |
|з" | | |
|ТНКа |3707 |0 |
|"Татнефть" |841 |33 (Татарстан) |
|"Сибнефть"б |753 |0 |
|"Роснефть" |1573 |100 |
|"Башнефть" |365 |65 (Башкортостан) |
|"Славнефть"в |286 |75 (сейчас 0) |
| а В августе 2003 закончен процесс слияния ТНК с British|
|Petroleum, новая компания ТНК-ВР начала свою деятельность. |
| б ЮКОС и "Сибнефть" находятся в процессе слияния. Новая|
|компания будет крупнейшей в России и четвертой в мире после |
|British Petroleum, ExxonMobil и RD Shell |
| в В 2002 г. государство продало приблизительно 6% акций|
|"ЛУКойла", а "Славнефть" была приватизирована. |
|Источники: Sagers M. Developments in Russian Crude Oil Production|
|in 2000. - Post-Soviet Geography and Economics, 2001, vol. 42, № |
|3, p. 153-201; Oil Sector. | Некоторые иностранные нефтяные корпорации также начали свою
деятельность на российском рынке. В 2000 году суммарный объем производства
иностранных компаний достигал 6-7% российского[2]. Прямые иностранные
инвестиции в топливно-энергетический сектор российской экономики составляли
около 10% их общей суммы[3]. Главные зарубежные игроки в российском
нефтяном бизнесе (в алфавитном порядке) – Agip, British Petroleum, British
Gas, ChevronTexaco, Conoco, ExxonMobil, Neste Oy, Nirsk Hidro, McDermott,
Mitsubishi, Mitsui, RD Shell, Statoil и TotalFinaElf[4]. Т а б л и ц а 3
|Производство сырой нефти 10 ведущими |
|российскими компаниями (млн. т) | В 2002 г. 55% российской нефти экспортировалось морским путем, 40 –
через трубопровод «Дружба» и приблизительно 5% - железнодорожным
транспортом. Главный экспортный маршрут российской нефти на Запад –
трубопровод «Дружба» с номинальной пропускной способностью 60 млн. т.
«Труба» пересекает Белоруссию, разделяясь на северную и южную ветви.
Северная идет через Белоруссию и Польшу в Германию. Южная пересекает
северную Украину и проходит через Венгрию и Словакию, заканчиваясь в Чехии.
Северная магистраль сейчас загружена полностью, в то время как южная имеет
запас пропускной способности, и поэтому Россия стремится увеличить ее
мощность, соединив южную ветвь «Дружбы» с трубопроводом «Adria». Последнее
предоставит российским экспортерам нефти прямой доступ к Адриатическому
морю, где танкеры могут быть загружены в глубоководном порту Омисал.
Глубина порта позволяет заходить в него танкерам водоизмещением до 500 тыс.
т, что делает экспорт в США экономически целесообразным. Другое
преимущество порта Омисал – меньшее расстояние до американских портов.
Единственная альтернатива, которая обещает более низкие издержки
транспортировки российской сырой нефти в западноевропейские страны и США –
строительство Мурманского порта. Балтийская трубопроводная система (БТС) включает 450-километровый
трубопровод от Харяги (Ненецкий автономный округ, Архангельская область) до
Усы (Республика Коми), трубопроводы Уса-Ухта, Ухта-Ярославль и Ярославль-
Кириши, а также трубопровод Кириши-Приморск. БТС находится в собственности
«Транснефти». В сентябре 2001 г. было закончено строительство трубопровода
Суходольная-Родионовская. Эта 250-километровая магистраль позволяет
российским нефтяным компаниям транспортировать нефть до Новороссийского
экспортного нефтяного терминала, не используя ветвь, проходящую по
украинской территории, что дает возможность российским компаниям избежать
высокой платы за транзит и нелегальной откачки нефти. Пропускная
способность трубопровода - примерно 16-25 млн. т. Помимо западных маршрутов Россия стремится развивать трубопроводную
сеть на Востоке. ЮКОС строит трубопровод длиной 1700 км и пропускной
способностью 25-30 млн. т от Ангарска до Дацина в Маньчжурии. ExxonMobil - оператор проекта "Сахалин-1" - выступает за
строительство 250-километрового подводного трубопровода через Татарский
пролив до порта Де-Кастри на российском материке, что позволит наращивать
экспорт нефти в азиатские страны. Слабое место проекта кроется в том, что
Де-Кастри не является незамерзающим портом. Пропускная способность и
терминала, и трубопровода должна достигнуть 12-15 млн. т. Консорциум "Сахалин-2", возглавляемый RD Shell, планирует экспорт
нефти в Японию, Южную Корею и Тайвань. Для этого нужно построить 800-
километровый трубопровод через весь Сахалин к свободному ото льда порту
Пригородное. Этот план недешев, но позволяет экспортировать нефть круглый
год. Порт Новороссийск на Черном море - крупнейший экспортный нефтяной
терминал России. В 2002 г. через порт прошло 45 млн. т сырой нефти. Уже в
ближайшем будущем его пропускная способность может быть увеличена. Хотя
Новороссийск - незамерзающий порт, главная проблема здесь - частые и
сильные штормы. В 2002 г. он был закрыт из-за непогоды на 85 дней, то есть
в среднем почти два дня в неделю. Важны для экспорта нефти из России и порты на Балтийском море. Главным
нефтяным терминалом здесь традиционно был латвийский порт Вентспилс. Но его
доминирующие позиции поколеблены ввиду быстрого развития Таллиннского
порта, хотя к нему нефть нужно транспортировать по железной дороге, тогда
как к Вентспилсу подходит трубопровод. Приморск - самый крупный балтийский нефтяной терминал, находящийся на
российской территории. В 2002 г. в Приморске было обслужено 135 танкеров и
отправлено приблизительно 12 млн. т сырой нефти. "Транснефтепродукт"
планирует к 2005 г. присоединить терминал к нефтепродуктоводу (Кстово-
Ярославль-Кириши-Приморск) с пропускной способностью 10 млн. т в год. Нельзя забывать и про Петербургский нефтяной терминал. Примерно 9 млн.
т нефтепродуктов прошли через этот порт в 2002 г., его пропускная
способность, как ожидается, вырастет, если порт будет также пропускать
сырую нефть. Строительство небольшого нефтяного терминала с начальной пропускной
способностью менее 1 млн. т запланировано в Выборге. В ноябре 2000 г.
"ЛУКойл" открыл нефтяной терминал в Калининграде. В 2001 г. компания
построила еще один терминал в Калининграде с объявленной пропускной
способностью 2,5 млн. т. Эти терминалы, по оценкам, способны перегружать до
3-5 млн. т нефти ежегодно. На севере России есть четыре нефтяных порта - Варандей, Архангельск,
Витино и Мурманск. Варандейский терминал с начальной пропускной
способностью 1,5 млн. т был построен "ЛУКойлом" и вступил в строй в августе
2000 г. Компания надеется повысить ее до 10 млн. т. Она будет загружать
здесь собственные танкеры водоизмещением 16-20 тыс. т и отправлять их в
Мурманск, где сырая нефть будет перегружаться на тяжелые суда, которые
станут использоваться для экспорта нефти в Европу и США. "Роснефть" планирует инвестировать приблизительно 15 млн. долл. в
модернизацию терминала в Архангельске с целью удвоения его пропускной
способности (с 2,5 млн. до 4,5 млн. т в год). Но зимой этот терминал часто
испытывает проблемы, так как не хватает ледоколов, чтобы освобождать
арктический порт ото льда. Порт Витино расположен на юго-западном побережье Кандалакшинского
залива на Белом море. Пропускная способность порта - 4 млн. т. Сырая нефть
поступает в Витино по железной дороге, откуда отправляется небольшими
танкерами водоизмещением до 70 тыс. т в Мурманск, где перегружается на
крупные танкеры и затем экспортируется в Европу или США. В 2002 г. объемы
транспортировки нефти через Витино увеличились с 0,1 млн. до 2,8 млн. т. Один из самых амбициозных планов, способных повлиять на работу
балтийских нефтяных терминалов, - строительство Мурманского нефтяного
терминала. Консорциум четырех российских нефтяных компаний - "ЛУКойл",
ЮКОС, ТНК и "Сибнефть" - планирует сооружение трубопровода от Западной
Сибири до Мурманска. Инвестиции, требуемые для финансирования этого
проекта, - 3,4-4,5 млрд. долл. Мурманский порт будет иметь несколько преимуществ. Первое - огромная
потенциальная пропускная способность в 60-120 млн. т. Второе -
круглогодично свободное ото льда море в отличие от портов, расположенных на
востоке Балтийского моря. Третье - защищенная гавань и уникальные глубины
Кольского залива позволят загружать танкеры водоизмещением 300 тыс. т.
Четвертое - самый экономный транспортный маршрут. Транспортировка тонны
нефти этим маршрутом из Сибири в США будет стоить 24 долл., тогда как через
нефтепровод "Дружба-Adria" - 29,5 долл., через каспийский трубопровод -
29,9 долл. По оценкам, реализация проекта начнется в 2004 г. и закончится в
2007 г. Россия продолжит сокращать зависимость от транзита нефти через страны
Балтии: "Транснефть" стремится "отобрать" у балтийских операторов плату за
транзит и портовые платежи. Нефтяной транзит через страны Балтии или любые
другие государства будет действовать только как дополнительный маршрут для
случаев, с которыми российские терминалы не смогут справиться
самостоятельно. Роль балтийских портов в российской нефтяной экспортной
логистике уменьшится, если будет построен Мурманский порт.
Страницы: 1, 2
|