CC BY
169
РОССИЙСКАЯ НЕФТЯНАЯ ОТРАСЛЬ В МИРОВОМ КОНТЕКСТЕ: ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ
Н.М. РОЗАНОВА
доктор экономических наук, профессор Государственного университета — Высшей школы экономики
М.В. РЯСКОВА
кандидат экономических наук, старший преподаватель Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова
Статья содержит сравнительный анализ конкурентоспособности российской и мировой нефтяных отраслей, включающий три основных направления: добычу, переработку и сбыт, что необходимо для полноты оценки ситуации на рынке нефти.
© Розанова Н.М., 2003 © Ряскова М.В., 2003
НЕФТЯНАЯ отрасль России представляет собой одну из ключевых отраслей, отвечающих за обеспечение конкурентоспособности страны на мировых рынках. Эта отрасль играет существенную роль в развитии внутренней экономики, придавая ей динамизм, отвечая за значительную часть валового внутреннего продукта и обеспечивая занятостью тысячи и тысячи людей. В этой связи сопоставительный анализ конкурентоспособности российской и мировой нефтяной отрасли позволяет как выявить слабые места, так и сделать акцент на сильных сторонах нефтяной отрасли России, что может способствовать развитию оптимальной стратегии в данной отрасли на ближайшую перспективу.
Нужно подчеркнуть, что сравнительный анализ проходит по трем основным направлениям развития нефтяной отрасли: добыча, переработка и сбыт, что необходимо для полноты оценки ситуации на рынке нефти. Соответственно, объектами анализа являются нефтедобывающая, нефтеперерабатывающая промышленность и система организации сбыта нефти и нефтепродуктов.
Цель анализа нефтяной отрасли состоит в получении ответа на следующие вопросы:
• Какова степень влияния основных конкурентных сил на уровень конкуренции в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях на мировом рынке и в России?
• Каковы основные тенденции развития мирового рынка и какова степень их влияния на российский рынок нефтепродуктов?
• Каково место российской нефтяной промышленности на мировом рынке и есть ли возможность улучшения ее позиций?
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ
Россия является крупнейшей нефтяной державой мира. Основная особенность российской отрасли, в отличие от других стран, — сбалансированность основных компонентов системы — нефтедобычи и нефтепереработки. Как показывают данные табл. 1, добываемая нефть практически в одинаковых пропорциях идет в переработку и на экспорт, в отличие от Саудовской Аравии, где большая часть нефти не перерабатывается в самой стране, уж не говоря о США и странах Западной Европы с их перекосом в сторону импорта.
Подобная структура очень важна для стабильного функционирования в условиях постоянно меняющихся мировых цен на нефть — убытки от снижения этих цен могут быть восполнены увеличением объема продаж нефтепродуктов.
Однако в действительности нефтеперерабатывающая продукция не является конкурентоспособной на мировом рынке, что обусловлено рядом причин, среди которых необходимо выделить следующие:
• Географическое расположение: основные центры нефтепереработки далеки от крупных морских портов, что увеличивает издержки на транспортировку продукции.
• Технологические особенности: отсутствие крупных нефтеперерабатывающих комплексов;
• Особенности инфраструктуры: отсутствие крупных складов по хранению сырой нефти и нефтепродуктов;
• Качественные характеристики продукции: глубина переработки нефти составляет порядка 60—70% (для сравнения: в США эта цифра составляет 86%), что приводит к выпуску менее качественной продукции.
В результате действия подобных факторов для российских компаний, в отличие от западных, характерно существенное превышение добычи нефти над ее переработкой. Так, добывающие мощности в российских компаниях относятся к перерабатывающим мощностям как 2:1, в то время как в зарубежных компаниях это соотношение составляет 1:2 (табл. 2). С подобной ситуацией связано принципиальное отличие формирования стратегий российских компаний: капиталовложения в нефтеперерабатывающую промышленность в зарубежных компаниях составляют четверть всех вложений в нефтяную отрасль, а в российских компаниях финансирование нефтепереработки осуществляется по остаточному принципу, так как все ресурсы отправляются в первую очередь на нефтедобычу.
Доля России в мировой добыче нефти составляет более 10%, это более 300 млн т нефти, добываемой ежегодно.
Таблица 1
Структура нефтяного комплекса ведущих мировых производителей и переработчиков нефти в 2001 г., млрд т*
Россия Саудовская Аравия США Западная Европа
Добыча 346,5 410 284 298
Переработка 179 82 787 686
Экспорт 116 328 - -
Импорт - - 503 388
* Источник: данные Госкомстата РФ.
Таблица 2
Соотношение объемов добычи и переработки нефти в крупнейших интегрированных нефтяных компаниях мира и России в 2000 г., в млн т*
Компания Добыча нефти Переработка нефти
Ведущие мировые компании
Shell 114,7 234,0
ExxonMobil 121,3 273,0
Chevron 52,1 70,7
Texaco 40,9 60,2
British Petrolium 61,9 86,2
Крупнейшие российские компании
ЛУКойл 7 гС 7 32,3
ЮКОС 49,6 7 to 2
Сургутнефтегаз 40,6 16,3
ТНК 7 ГО 2 12,0
Сибнефть 17,1 12,5
Роснефть 13,1 7,8
* Источник: данные Госкомстата РФ.
Быстрый рост добычи нефти и крупномасштабный нефтяной экспорт на протяжении 1970— 1980-х гг. обеспечивали финансирование российской экономики и повышение жизненного уровня населения. Однако уже во второй половине 80-х гг. ситуация начала заметно меняться. Максимум добычи нефти в России — 569,5 млн т — был достигнут в 1987 г. В 1988 г. производство сохранилось примерно на этом же уровне, составив 568,8 млн т. Этот год был, по существу, последним годом некризисного развития нефтяной промышленности. Последующие годы стали временем быстрого падения добычи нефти, глубокого кризиса отрасли. В 1995 г. добыча нефти составила лишь 306,8 млн т, или 54% от уровня 1988 г. Ситуация стала выправляться только к 2000 г.
Снижение добычи нефти сопровождалось резким сокращением ее экспорта, переработки и производства нефтепродуктов. Экспорт нефти из России сократился с 256,5 млн т в 1988 г. до 122,3 млн т в 1995 г., т.е. более чем вдвое. Наблюдавшийся в 1990-е гг. рост экспорта нефти в страны дальнего зару-
бежья достигался главным образом за счет резкого сокращения ее внутреннего потребления и поставок в страны СНГ.
Состояние отрасли можно проследить на основе динамики индексов промышленного производства в сопоставлении с промышленностью в целом, а также с топливной отраслью (табл. 3).
Таблица 3
Индексы промышленного производства, в процентах к предыдущему году*
Год Вся промышленность Топливная про-мышлен-ность Неф- тедо- быча Нефте- перера- ботка
1991 92 94 90 98
1992 82 93 94 90
1993 86 88 91 87
1994 79 90 93 86
1995 97 99,2 96 101
1996 95 97 98 101
1997 102 99,6 101 99,2
1998 95 97 99 93
1999 111 102 100,5 102
2000 112 105 106 102
* Источник: данные Госкомстата РФ.
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
В сопоставлении и с промышленностью в целом, и с топливной отраслью нефтяная отрасль демонстрирует более высокие темпы развития, при этом нефтедобыча растет в среднем быстрее, чем нефтепереработка, что объясняется увеличением экспортных поставок российской нефти. В последние годы динамика промышленного производства нефтяной отрасли оказывается несколько худшей. Хотя наблюдается прирост и добычи, и переработки нефти, темпы прироста объемов производства нефтяной отрасли в 2000 г. оказались ниже, чем в среднем по промышленности, а нефтепереработка росла даже более низкими темпами, чем топливная отрасль.
Состояние отрасли отражает динамика структуры добывающей и перерабатывающей отраслей в топливой промышленности (табл. 4).
Как мы видим, доля нефтедобычи постоянно растет, а доля нефтепереработки в топливной промышленности неуклонно сокращается. Эту тенденцию нельзя назвать прогрессивной. Рост доли нефти, идущей на экспорт, делает экономику России зависимой от «нефтяной трубы» и чрезвычайно уязвимой для колебаний мировой конъюнктуры. Это тем более важно в свете невысокой результативности нефтяной отрасли.
О результативности отрасли можно судить в первую очередь на основе показателей уровня использования среднегодовой мощности (табл. 5) и коэффициента обновления основных фондов (табл. 6).
Данные табл. 5 показывают ухудшение уровня использования среднегодо-
Таблица 4
Доля нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей в топливной промышленности России (по объему производимой продукции)*
Год Доля нефтедобывающей отрасли в топливной промышленности России, % Доля нефтеперерабатывающей отрасли в топливной промышленности России, %
1990 32,1 32,8
1991 37,6 33,2
1992 45,8 37,1
1993 38,0 42,6
1994 38,5 35,2
1995 45,3 30,4
1996 46,7 26,7
1997 51,1 21,0
1998 54,1 15,7
1999 65,4 14,9
2000 70,7 12,1
* Источник: данные Госкомстата РФ.
вой мощности в нефтедобыче — ситуация немного стала улучшаться только в 1999—2000 гг. При том что темпы прироста нефтедобычи довольно высоки (опережают средние темпы прироста по топливной промышленности: 6% против 5%), низкий уровень загрузки мощностей означает усиление экстенсивной направленности развития отрасли. Об этом говорит и довольно низкий коэффициент обновления основных фондов. С 1990 г. наблюдается падение значения данного коэффициента, особенно сильное в нефтедобывающей отрасли
Таблица 5
Уровень использования среднегодовой мощности в первичной переработке нефти, %*
Год 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
% 87 74 60 62 61 65 60 64 68
* Источник: данные Госкомстата РФ.
Таблица 6
Коэффициент обновления основных фондов*
Год Промышленность в целом Топливная про-мыш-ленность Неф- тедо- быча Нефте- перера- ботка
1990 6,9 8,1 9,0 3,0
1991 5,3 6,2 7,1 2,4
1992 3,0 5,2 6,3 2,4
1993 2,0 3,8 4,6 3,6
1994 1,8 3,4 3,8 3,1
1995 1,7 2,8 3,3 2,1
1996 1,4 2,9 3,0 1,9
1997 1,1 1,9 1,6 1,8
1998 1,2 1,7 1,7 1,8
1999 1,1 1,6 1,7 1,2
2000 1,5 2,4 2,9 2,2
* Источник: данные Госкомстата РФ.
(с 9,0 до 1,7 в 1999 г.). И хотя подобная ситуация, как показывают данные табл. 6, характерна для промышленности в целом, низкая обновляемость основных фондов в нефтяной промышленности не может не вызывать озабоченности.
Итак, в целом можно сделать вывод о том, что результативность нефтяной отрасли еще далека от оптимальной.
Среди причин подобного состояния отрасли необходимо выделить следующие:
• Геологические факторы — ухудшение качественных характеристик сырьевой базы отрасли, т.е.:
— высокая степень выработанности (примерно на 48%) эксплуатируемых запасов нефти, в том числе наиболее крупных и высокопродуктивных месторождений;
— снижение продуктивности действующих нефтяных скважин (средняя продуктивность нефтяных скважин за последнее десятилетие снизилась с 18,5 т в сутки в 1985 г. до 7,6 т в сутки в 1995 г., или почти на 60%);
— снижение качества добываемой нефти (рост обводненности до 82%) — как следствие, цена российской нефти снижается быстрее цен на нефть из других регионов;
— более сложное геологическое строение новых месторождений, вовлекаемых в разработку (требуются значительно большие затраты, применение более сложных технологий).
• Экономические факторы:
— ухудшающаяся мировая и внутренняя конъюнктура;
— кризис неплатежей — неплатежеспособность внутренних потребителей приводит к росту задолженности;
— отсутствие источников инвестиций — если в 1997 г. компании занимали средства на рынке по относительно низким ставкам и финансировали инвестиции на фондовом рынке, то теперь эти источники закрыты. Кредиты можно получить только под экспорт нефти, который и так уже большей частью заложен;
— высокий уровень налогообложения — более половины выручки нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий уходит на выплату налогов и различных сборов в бюджет.
(Вследствие действия экономических факторов показатель рентабельности производства в нефтяной отрасли падает. Эксплуатация и ремонт низкопродуктивных скважин становятся экономически нецелесообразными.)
• Технологические факторы:
— наращивание объемов производства нефти в России многие годы в основном за счет экстенсивного развития нефтедобычи, расширения масштабов применения устаревшей техники и технологий. В результате технический уровень
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
нефтяной промышленности в настоящее время существенно отстает от мирового. Только 14% эксплуатируемого в отрасли оборудования соответствует мировому уровню. По своей производительности, надежности, долговечности и экологичности российское нефтяное оборудование существенно уступает применяемому в развитых странах. С применением новейших технологий добывается только 3% нефти.
Текущее состояние нефтепереработки можно охарактеризовать как неблагоприятное. Низок технический уровень и российской нефтеперерабатывающей промышленности. Средняя глубина переработки нефти в России пока еще отстает от мировых тенденций (в развивающихся странах она составляет 85— 90%, в США — 92%). И хотя динамика здесь показывает определенное улучшение (табл. 7), до уровня развитых стран российской технической базе нефтепереработки еще далеко.
Вторичные процессы нефтепереработки развиты крайне слабо. Как результат, качество производимых в России нефтепродуктов существенно уступает мировому уровню. До 75% общего объема производства автомобильного бензина в России приходится на долю бензина А-76, который из-за низких эксплуатационных свойств в промышленно развитых странах не производится. Крайне высок уровень производственных затрат при нефтепереработке и физический износ нефтеперерабатывающего оборудования (по данным Минтопэнерго РФ, показатель износа достиг 80%). В целом производственный аппа-
рат нефтеперерабатывающей промышленности России нуждается в коренной модернизации, что требует значительных инвестиций в этот сектор экономики.
Не вполне благополучная ситуация складывается и с затратной стороной отрасли. Таблица 8 показывает удельный расход электроэнергии в нефтедобыче и нефтепереработке; из данных таблицы хорошо видно, что энергоемкость производства в нефтяной отрасли продолжает увеличиваться, что не соответствует основным мировым тенденциям.
Более благоприятную картину дает динамика затрат на 1 руб. выпускаемой продукции (табл. 9).
Как видно из таблицы, затраты на выпуск продукции изменяются очень неравномерно. В какие-то периоды времени они падают — особенно это характерно для нефтедобычи в конце 1990-х гг., а в другие периоды — возрастают довольно существенными темпами. Колебания затрат, по-видимому, связаны с попытками нефтяных компаний реконструировать производство, а также с освоением новых месторождений и крупномасштабным строительством новых перерабатывающих заводов. Подобная динамика затрат зачастую оказывает усиливающее воздействие на негативные последствия колебания мировых цен на нефть и нефтепродукты. Когда период падения мировых цен совпадает с периодом роста затрат, нефтяная отрасль оказывается в сложной ситуации. В частности, эти закономерности можно проследить на динамике уровня рентабельности продукции (табл. 10). Так, негативные тенденции мирового рынка, усиленные ростом внутренних затрат, приходятся на 1996—1998 гг.
Таблица 7
Глубина переработки нефтяного сырья, %*
Год 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
% 67 64 63 65 64 66 66 69 71
* Источник: данные Госкомстата РФ.
Таблица 8
Удельный расход электроэнергии, кВч на тонну*
* Источник: данные Госкомстата РФ.
Таблица 9
Динамика затрат на 1 руб. продукции, в процентах к предыдущему году*
И хотя в 1999—2000 гг. ситуация выправляется, уровень рентабельности продукции резко возрастает (особенно это впечатляет в нефтедобыче, где рентабельность продукции достигает практически 70%) — «скоординированность» движения мировых цен и производственных затрат не может не настораживать.
Таблица 10
Уровень рентабельности продукции, %*
Год Топливная промыш- ленность Нефтедо- быча Нефтепе- реработка
1992 31,9 31,3 33,5
1993 19,0 15,1 28,6
1994 9,4 4,2 21,2
1995 20,8 21,2 26,1
1996 11,7 14,9 10,8
1997 13,1 14,7 9,4
1998 15,7 17,6 12,5
1999 44,5 57,9 32,1
2000 51,1 66,7 34,5
* Источник: данные Госкомстата РФ.
УРОВЕНЬ КОНЦЕНТРАЦИИ НЕФТЯНОГО РЫНКА
На сегодняшний день в России существует 12 вертикально-интегрированных структур, включающих в себя не только переработку нефти, но и ее добычу и сбыт. Кроме того, добычу нефти и ее переработку ведет РАО «Газпром» и ряд самостоятельных предприятий, число и доля переработки которых достаточно малы. Уровень концентрации нефтяного рынка представлен в табл. 11.
Как демонстрируют показатели CRз и CR8, на долю соответственно трех и восьми крупнейших фирм приходится от одной до двух третей отраслевого производства. Особенно высоким является уровень концентрации в нефтепереработке, где восемь крупнейших компаний сосредотачивают около 70% отраслевого выпуска. Причем если в начале 1990-х гг. усиливались конкурентные тенденции за счет разукрупнения, приватизации и, как следствие, появления новых игроков на рынке, то в последние годы набирают силу новые процессы концентрации — главным образом, бла-годарая вертикальной интеграции.
Российские производители демонстрируют все более углубляющийся процесс вертикального интегрирования
Год Нефтедобыча Нефтепере- работка
1991 91,3 37,5
1992 93,8 41,2
1993 106,5 42,3
1994 111,9 47,0
1995 102,9 51,8
1996 105,2 46,7
1997 103,3 47,3
1998 99,5 49,6
1999 100,2 47,5
2000 98,6 49,9
Год Топливная промышле нность Нефтедо- быча Нефтепе- реработка
1992 12,74 -20,7 -15,5
1993 15,10 17,5 9,2
1994 9,87 14,1 5,9
1995 -9,31 -15,1 -5,2
1996 7,40 5,5 7,4
1997 -3,20 -0,2 -1,8
1998 -2,10 -2,5 -0,9
1999 -22,50 -29,1 -16,1
2000 -8,50 -8,6 3,4
* Источник: данные Госкомстата РФ.
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Таблица 11
Уровень концентрации нефтяного рынка*
Год CRз CR8
Топливная промышленность Нефтедо- быча Нефтепе- реработка Топливная промышленность Нефте- добыча Нефтепе- реработка
1995 14,9 29,8 37,7 31,6 59,6 69,0
1998 18,6 33,2 26,0 34,4 57,6 56,6
1999 28,6 43,1 31,8 41,3 60,9 63,0
2000 30,7 42,9 36,5 43,2 59,9 67,7
* Источник: данные Госкомстата РФ.
всех стадий производства и сбыта нефтяной продукции. Причем если до 1999 г. речь шла о создании цепочки «сырье — переработка», то теперь все чаще ВИНК — вертикально-интегрированная компания — обращается и к проблеме сбыта своих нефтепродуктов. На основе количественного анализа был найден индекс интеграции в нефтяной промышленности (как отношение занятости в смежно-вспомогательных отраслях (сырье и сбыт) в процентах от общей численности занятых в компании), который составил 67%. Для примера можно сказать, что в машиностроении эта цифра составляет лишь 30,5%.
Единственный компонент, который до сих пор остается за пределами деятельности ВИНК — это нефтепроводы. Системы магистральных нефтепроводов (СМН) страны находятся в государственной собственности и полностью контролируются государством через установление тарифов на услуги системы, распределение доступа к экспортным нефтепроводам и согласование инвестиций в нефтепроводный транспорт в составе тарифа.
Все вновь созданные вертикально-интегрированные нефтяные корпорации являются аналогами западных ВИНК. Сравнительный анализ зарубежных и российских ВИНК приведет в табл. 12.
Необходимо подчеркнуть ряд факторов и условий, которые имели существенное значение для организационного построения российских ВИНК и их последующего развития:
1. Значительные обязательства перед федеральным и региональными бюджетами.
2. Влияние иностранных акционеров и кредиторов на процесс принятия программ построения ВИНК, а также их реализацию.
3. Ограничение программы построения большинства ВИНК следующими факторами:
— централизация экспорта на уровне холдинга;
— лишение всех дочерних образований доступа к финансовым рынкам и прямого контакта с потребителями и, как следствие, аккумулирование обязательств холдинга перед добывающим звеном.
4. Дочерние общества по добыче нефти являются более устойчивыми заемщиками, нежели сами холдинги.
С другой стороны, если мы проанализируем традиционные индексы концентрации (табл. 13), мы увидим, что нефтяная отрасль отличается сравнительно невысоким уровнем концентрации, несмотря на отмеченные выше интеграционные процессы. В отрасли нет фирм-монополистов, способных контролировать рынок и манипулировать ценами. Так, в области нефтедобычи три крупнейшие компании (ЛУКойл, ЮКОС и Сургутнефтегаз) контролируют только 40% рынка.
Коэффициент концентрации Джини для нефтедобычи составляет 0,314, что говорит о невысокой степени монополизации рынка. Более наглядно это иллюстрирует кривая Лоренца (рис. 1).
Таблица 12
Основные черты российских и западных ВИНК
Российские ВИНК Западные ВИНК
Концентрация большинства управленческих полномочий в рамках одной организации-холдинга, являющейся штаб-квартирой группы Концентрация большинства управленческих полномочий в рамках одной организации-холдинга, являющейся штаб-квартирой группы
Лишение статуса юридического лица нефтегазодобывающих подразделений. В редких случаях на базе подразделений создаются «проектные» компании, полностью контролируемые холдингом «Проектные» компании, полностью контролируемые холдингом
Единственный «центр прибыли» — холдинг и связанные с ним сбытовые иностранные компании Множественность «центров прибыли»
Изначальное использование трансфертного ценообразования (стоимость реализации нефти в рамках внутренних и рыночных сделок может различаться в 4 раза, что имело место в начале 1999 г.) во всех операциях между участника корпорации Помимо трансфертных потоков внутри группы достаточно большая доля товарных потоков и движения капитала привязана к ценам свободного рынка
Снижение статуса перерабатывающего звена — НПЗ лишались статуса «центра прибыли» Снижение статуса перерабатывающего звена — НПЗ лишались статуса «центра прибыли»
Наращивание роли и влияния финансовосервисной инфраструктуры, контролируемой холдингом Наращивание роли и влияния финансовосервисной инфраструктуры, контролируемой холдингом
Совместные компании с иностранным участием в сфере переработки и сбыта, полный отказ от подобных компаний с участием капитала национальных игроков Совместные компании в сфере переработки и сбыта
Разделение управленческих функций в рамках холдинга на так называемые звенья upstream (добыча нефти) и downstream (переработка и сбыт нефтепродуктов) с очевидным лидерством первого звена Разделение управленческих функций внутри холдинга в рамках «матрицы ресурсных стратегий» и разделение бизнес-центров (отвечающих за поступление денежных средств) и структур — владельцев ресурсов
Таблица 13
Трацидионные показатели уровня концентрации в нефтяной отрасли
Показатель Нефтедобыча Н ефте пере работка
Индекс Херфиндаля— Хиршмана 0,14 — довольно конкурентный рынок 0,05 — конкурентный рынок
Коэффициент энтропии 0,88 — конкурентный рынок 0,58 — конкурентный рынок
Дисперсия рыночных долей 0,67 — неконцентрированный рынок 0,52 — конкурентный рынок
Индекс Холла— Тайдмана 0,09 — близок к минимальному — неконцентрированный рынок 0,16 — неконцентрированный рынок
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Доля 100% -рынка 90% -80% -70% -60% -50% -40% -30% -20% -10%
0% -
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Число фирм на рынке
Рис. 1. Кривая Лоренца для нефтяного рынка
Поэтому в целом можно сказать, что нефтяной рынок демонстрирует ситуацию сравнительно «мягкой» олигополии с тенденцией к ее перерастанию в «жесткую».
Однако, говоря о степени концентрации в отрасли, нельзя забывать, что данный анализ оценивает общий уровень по России. По регионам ситуация сильно отличается от средней по стране. Так, в Орловской области абсолютное доминирование имеет компания ЮКОС (97% рынка). Это связано с тем, что для доставки нефти и нефтепродуктов к потребителю необходимо создание особой структуры (нефтепровод и сопутствующие сооружения), транспортировка же нефти, например железнодорожным транспортом, связана со слишком большими издержками.
Таким образом, несмотря на то, что в целом по России отрасль характеризуется довольно высокой степенью конкуренции, на микроуровне, на уровне отдельных регионов может наблюдаться высокая степень концентрации и монополизма.
Нефтеперерабатывающие предприятия жестко связаны с определенными поставщиками, для отрасли характерна огромная зависимость от соседей по технологической цепочке. Поэтому одним из факторов успешного функционирования фирм отрасли является владение всеми этапами производственной цепочки, от разведки месторождений до
сбыта продуктов нефтепереработки, причем все предприятия компании должны быть связаны единой инфраструктурой, позволяющей контролировать каждый этап производства. Вот почему на внутреннем рынке нефти и первичных нефтепродуктов, несмотря на статистические данные, практически не существует конкуренции. Конкуренция проявляет себя лишь при реализации конечных продуктов нефтепереработки.
АНАЛИЗ КОМПАНИЙ ОТРАСЛИ
Сравним теперь структуру типичных нефтяных компаний России и развитых стран.
При том что российские нефтяные компании являются крупными вертикальными корпорациями, степень их капитализации очень мала по сравнению с западными структурами. Так, рыночная стоимость самой дорогой российской нефтяной компании ЮКОС в 17 раз ниже, чем у компании Exxon Mobil, и даже вдвое меньше, чем у китайской Petrochina.
Кроме этого, главная проблема российских компаний — проблема структуризации капитала корпорации. В середине 90-х гг. во многих нефтяных компаниях началась работа по реструктуризации имеющихся активов. Первым среди нефтяных магнатов на единую акцию перешел ЛУКойл, следом за ним — компании ЮКОС и «Сибнефть». Тюменская нефтяная компания (ТНК) перевела под свой контроль все 100% своих дочерних добывающих компаний.
Как известно, показатель капитализации является одним из индикаторов степени эффективности использования имеющихся в распоряжении у компаний нефтяных резервов. Сопоставив уровни капитализации отечественных и западных компаний, можно отметить, что огромные запасы российских нефтяных холдингов не повышают их инвестиционную привлекательность (табл. 14).
Таблица 14
Крупнейшие международные нефтегазовые компании*
Компания Капитализа- Отношение Отношение Отношение Отношение
ция стоимости капитализации стоимости капитализации
(млрд долл.) предприятия к к запасам предприятия к к добыче
чистой прибы- (долл./барр.) запасам (долл./барр.)
ли компании (долл./барр.)
Зарубежные компании
Exxon Mobil 258,6 19,3 12,6 12,13 94,0
British Petro-
leum 168,3 18,2 13,9 12,90 86,1
Royal/Dutch
Shell 97,6 15,9 8,8 10,10 66,0
Chevron 92,0 18,4 9,0 13,45 102,0
Texaco 6,4 15,3 7,1 - -
Petro Canada 22,1 5,1 3,1 6,48 44,3
Petrochina 31,3 10,1 3,5 2,50 32,6
Отечественные компании
ЛУКойл 10,3 5,3 0,72 0,7 19,4
ЮКОС 15,0 5,3 1,31 1,5 40,3
Сургутнефтегаз 8,7 3,8 1,29 2,4 43,4
Сибнефть 5,5 5,0 0,83 1,5 47,3
Татнефть 1,2 1,6 0,18 0,2 7,4
ТНК 5,4 3,5 0,68 0,4 20,2
* Источник: данные журнала «Нефть России», 2001 г.
В чем же видится причина подобного резкого несоответствия между российскими и зарубежными нефтяными компаниями, работающими примерно в схожих условиях?
Проблема, прежде всего, заключается в том, что в российской практике используется другая методика подсчетов мультипликаторов «капитализация/запасы» и «капитализация/добыча», что и дает иную оценку российских акций.
В первую очередь, необходимо подчеркнуть различия в понятии «запас» в зарубежной практике и в России. Эти отличия заключаются в известном несоответствии запасов Proved по классификации SPE запасам А+В+С1 по российской классификации в генезисе самого нефтяного бизнеса в России и за рубежом.
Так, критерием корректности использования параметра запасов в качестве
оценочного является соотношение различных видов доказанных запасов (Proved Reserves). Из трех категорий, составляющих доказанные запасы, только первые две — доказанные эксплуатируемые (Proved Developed Producing) и доказанные разработанные неэксплу-атируемые (Proved Developed Nonproducing) — точно не требуют капиталовложений, тогда как третья категория — доказанные неразработанные запасы (Proved Undeveloped) — не гарантирует получение прибыли инвесторами без новых капиталовложений: необходимо либо дополнительное разбу-ривание, либо другие операции, например, по интенсификации работы скважин (перфорация, гидроразрыв).
В годовых отчетах мировых нефтяных компаний данные о запасах предоставляются именно по категории Proved, с выделением суммарной доли разра-
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
ботанных эксплуатируемых и неэксплу-атируемых запасов. Для оценки также используется именно категория Proved. Соотношение запасов разного вида является чрезвычайно интересным качественным показателем того, насколько может быть высока вероятность быстрого получения реальных денег от разработки месторождения без привлечения дополнительных, пускай даже незначительных, инвестиций. При чрезвычайно высокой номинальной величине запасов нефти у российских компаний доля неразработанных запасов у них гораздо выше, чем у их зарубежных аналогов, что соответствующим образом отражается на стоимости.
«Сибнефть» имеет наиболее сбалансированное соотношение запасов Proved, тогда как, например, ТНК потребуются достаточно существенные затраты для введения в промышленную эксплуатацию значительной доли доказанных, но неразрабатываемых по тем или иным причинам запасов. Такую диспропорцию в ТНК создает дочернее предприятие «Тюменьнефтегаз», доля запасов Proved Producing (доказанных разрабатываемых) которого составляет лишь 10,7%, при среднем значении около 30%, а доля Proved Undeveloped (доказанных неразрабатываемых) — 71,8%. Такой дисбаланс может существовать за счет Русского месторождения, расположенного в сложном с географической и климатической точек зрения регионе. Его нефть обладает повышенной вязкостью, что создает дополнительные сложности по извлечению.
В отличие от российских, большинство нефтяных компаний мира является на самом деле нефтегазовыми в силу того, что объем запасов и добычи газа играет в их бизнесе не последнюю роль. Так, у крупных интегрированных гигантов за счет учета потенциала контролируемых ими месторождений газа объем суммарных запасов углеводоро-
дов возрастает в два раза в пересчете на баррель нефтяного эквивалента (1 баррель жидкости соответствует 5500—6000 куб. футов).
Запасы же газа, которыми располагают российские нефтяные компании, зачастую сознательно не учитываются многими специалистами фондового рынка, исходящими из того, что внутренние цены на этот вид сырья убыточны для компаний.
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ В ОТРАСЛИ
Для России характерна высокая себестоимость добываемой нефти, что обусловлено целым рядом факторов, среди которых:
— сложность эксплуатации существующих скважин, подавляющее большинство которых расположено в районах Крайнего Севера;
— высокий уровень налогообложения — в структуре цены на нефть налоги составляют более половины, тогда как на Западе, в частности в США, Великобритании, Норвегии, на их долю приходится 20-25%.
К числу факторов, воздействующих на уровень цен нефтяных компаний, относятся прежде всего структура и динамика производства и издержек. Для отдельных компаний наряду с этими факторами существуют и другие: особенности географического положения компании, доступность для нее зарубежных рынков, степень обеспеченности собственными запасами и т.д. Конечно, самообеспеченность оказывает существенное влияние на уровень цен и норму прибыли нефтяных компаний. Однако основная роль этого фактора заключается не столько в достижении владеющими собственной сырой нефтью компаниями более высокого уровня нормы прибыли, сколько в обеспечении большей гарантии устойчивости ее динамики.
При такой гарантии сохраняется устойчивое положение на рынке, ради которого компания может согласиться и с меньшей нормой прибыли.
Себестоимость добычи нефти по разным компаниям составляла до кризиса 1998 г. 6—8 долл. за тонну. При существующем уровне цен ЛУКойл, например, тогда терял, по подсчетам самой компании, на внутреннем рынке 41, а на внешнем — 27 руб. с тонны нефти (или 0,57 долл. на баррель). После девальвации убытки на внутреннем рынке сократились до 27 руб., зато внешний рынок дал прибыль в 291 руб. с тонны (около 2,2 долл. на баррель). По оценкам экспертов, эти цифры сильно занижены; так, по их мнению, прибыль от экспорта составляет 35 долл. с тонны (4,8 долл. с барреля). Таким образом, косвенно себестоимость добычи нефти можно оценить в 4—5 долл. на баррель (29,2—36,5 долл. на тонну) при мировой цене на российскую нефть 9 долл. за баррель. И, следовательно, убытки от реализации нефти на внутреннем рынке составляют около доллара на баррель (7 долл. на тонну).
Рынок нефти и нефтепродуктов относится к рынку жесткого типа, т.е. характеризуется долговременным отсутствием альтернативных продуктов и, следовательно, не слишком большой эластичностью спроса от цены. В условиях альтернатив определяющую долгосрочную роль в ценообразовании на подобных рынках играют не столько издержки производства, сколько комплекс экономических и политических факторов, воздействующих в конечном счете как на краткосрочное, так и на долгосрочное соотношение спроса и предложения нефти. Складывающийся в результате взаимодействия этих факторов уровень цены, в свою очередь, определяет тот уровень издержек и нормы прибыли, которые играют решающую роль в формировании национальных рынков нефти.
ОСНОВНЫЕ РЫНКИ СБЫТА
Около 36% российской нефти идет на экспорт. Основные страны — импортеры нефти — Юго-Восточная Азия и Европа. В последнее время объем мирового рынка нефти сократился из-за финансового кризиса. В первую очередь, снизился спрос стран Юго-Восточной Азии, тяжелее всех переносящих кризис. На внутреннем рынке основные потребители нефти — это нефтеперерабатывающие заводы и независимые компании — экспортеры нефти.
Структура потребления нефтепродуктов представлена в табл. 15.
Таблица 15
Структура потребителей нефтепродуктов в 2001 г., %*
АЗС 33
АПК 36
Промышленность 5
Транспорт 4
Прочие 22
* Источник: данные России», 2001 г. журнала «Нефть
ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО МИРОВОГО РЫНКА
Обратимся теперь к более детальному исследованию ситуации, складывающейся на мировом рынке нефти и нефтепродуктов.
Прежде всего, необходимо отметить наличие ярко выраженной тенденции к укрупнению. Так, за последние четыре года по крайней мере 10 крупнейших компаний объединились со своими конкурентами (табл. 16).
Если мы обратимся к анализу каждого компонента мирового нефтяного рынка, то выявятся следующие интересные закономерности. В первую очередь, речь идет о тенденциях в нефтедобывающей отрасли.
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Таблица 16
Слияния крупнейших компаний мира*
Объединяющиеся компании Новая компания Дата слияния
BP + Amoco BPAmoco 31.12.1998
Total + Petrofina TotalFina 14.06.1999
Exxon + Mobil ExxonMobil 01.12.1999
TotalFina + Elf Aquitane TotalFinaElf 09.02.2000
BP Amoco + ARCO BP Amoco-ARCO 13.04.2000
Chevon + Texaco Chevon- Texaco 09.10.2001
* Источник: данные журнала Oil&Gas Journal.
Несмотря на снижение в 2001 г. уровня добычи нефти по сравнению с 1990 г. (добыча нефти с газовым конденсатом сократилась с 516 млн т до 323 млн т) практически на 37%, Россия является основным участником на мировом рынке нефти и одним из самых крупных из стран — экспортеров нефти, не входящих в состав ОПЕК (табл. 17).
Две российские нефтяные компании входят в двадцатку крупнейших компаний мира по объемам нефтедобычи (ЛУКойл и ЮКОС).
Основные факторы, которые сдерживают сегодня рост добычи нефти в странах, не входящих в ОПЕК (в том числе в
Таблица 17
Доля государств-производителей нефти на мировом рынке, 2000 г.*
Государство-производитель нефти Доля в мировой добыче, в %
Саудовская Аравия 13
США 10
Россия 9
Иран 5
Мексика 5
Венесуэла 5
КНР 5
Норвегия 5
Ирак 4
Канада 4
Прочие 35
* Источник: данные журнала Oil&Gas Journal.
России), — это отсутствие финансовых средств, необходимых для быстрого наращивания производства, а также трудности с транспортировкой сырья на мировой рынок. Кроме этого, перспективы российской, как и мировой, нефтедобычи преимущественно зависят от конъюнктуры цен на нефть и темпов мирового экономического развития.
В частности, динамика цены нефти на мировом рынке представлена на рис. 2.
-Западно-техасская —и—Арабская легкая —*—Urals
Рис. 2. Средняя цена сортов нефти на мировом рынке в 1999—2001 гг., долл./барр.
Резкое падение показателей спроса на нефть не только в России, но и во всем мире в целом, объясняется прежде всего продолжающимся на протяжении 2001—2002 гг. ухудшением макроэкономической ситуации в мире. Кроме того, одно из самых резких снижений прогнозных оценок относительно роста спроса — с 500 до 120 тыс. барр. в сутки — последовало за терактами в США в сентябре 2001 г. Были пересмотрены и предварительные оценки темпов роста мирового спроса на нефть для 2002 г. — с 800 до 600 тыс. барр. в сутки. Таким образом, спрос на нефть в 2002 г., по разным оценкам, колебался в диапазоне от 75 млн барр. в сутки (Dresdner Bank) до 76 млн. барр. в сутки (IEA).
Высокая доля России в мировом потреблении нефти (табл. 18) в первую очередь связана с высокой энергоемкостью экономики страны. В настоящее время энергоемкость экономики России в три с половиной раза превышает уровень промышленно развитых стран. Еще более значительны разрывы в эффективности использования жидкого
Таблица 18
Основные потребители нефти на мировом рынке, 2000 г.*
Страна — потребитель нефти Доля в общем объеме потребления, %
США 24,6
Япония 7,2
КНР 6,5
ФРГ 3,7
Россия 3,5
Южная Корея 2,9
Индия 2,8
Франция 2,7
Италия 2,6
Бразилия 2,4
Прочие страны 40,1
* Источник: данные журнала Oil&Gas Journal.
топлива. Так, если потребление нефти на душу населения в США в 7,3 раза выше, чем в России, то потребление на 1000 долл. ВВП в России оказывается в 5,8 раза выше, чем в США.
Возросшие после периода низких цен на нефть производственные затраты в совокупности с падающим мировым спросом на углеводородное сырье не позволили ведущим транснациональным нефтяным компаниям существенно увеличить объемы добычи. Лучшим показателем в 2001 г. стал прирост темпов добычи всего на 4%. Даже такие гиганты нефтяного бизнеса, как BP, Shell и Texaco, столкнулись в первой половине года со снижением объемов добычи почти на 7% (табл. 19).
В условиях изменения конъюнктуры на мировых рынках нефти компании начали сокращать свои планы по приросту объемов добычи на ближайшие годы. К примеру, Shell снизила прогноз прироста с 5 до 3%. Теперь самый высокий показатель планируемого увеличения добычи имеет ВР — 5,5% в год на период до 2005 г. В России, для примера, компания ЛУКойл планирует к 2010 г. ежегодный уровнь добычи нефти до 100 млн т, что предполагает ежегодный темп прироста 3%.
Известно, что за весь период существования мировой нефтедобычи из недр Земли было извлечено более 120 млрд т нефти. По самым оптимистичным прогнозам, подтвержденные мировые запасы этого сырья на сегодняшний день не превышают 150 млрд т.
Начиная с 70-х гг. XX в. добыча нефти обгоняет прирост ее запасов практически по всем странам мира, за исключением стран, входящих в ОПЕК. Благодаря наращиванию запасов в странах ОПЕК, а также расширению общемировой ресурсной базы за счет усовершенствования технологий по добыче нефти и извлечению углеводородов из нефтеносных пород пока удается из-
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Таблица 19
Двадцать крупнейших компаний мира по объемам нефтедобычи*
Компания Страна Объемы добычи нефти
1999 г. 2000 г.
Saudi Arabian Oil Co. Саудовская Аравия 363,7 395,8
National Iranian Oil Co. Иран 171,9 183,1
Petroleos Mexicanos Мексика 167,1 173,0
Petroleos de Venezuela Венесуэла 148,2 162,6
SA
Iraq National Oil Co. Ирак 126,2 128,7
ExxonMobil Corp. США 122,2 125,1
Royal/Dutch Shell Нидерланды/Великобритания 113,4 114,0
Petro^ina Co. Ltd Китай 106,2 104,8
Nigerian National Нигерия 98,5 101,9
Petroleum Corp
Abu Dhabi National Oil ОАЭ 92,2 95,3
Corp.
BP PLC Великобритания/США 100,7 94,5
Kuwait Petroleum Corp. Кувейт 81,6 81,6
ЛУКойл Россия 7 6 77,7
NotalFinaElf Франция/Бельгия 73,3 71,6
National Oil Corp. Ливия 67,4 70,9
Petroleo Brasileiro SA Бразилия 57,8 63,7
Pertamina Индонезия 64,0 63,5
Chevron Corp. США 56,3 58,1
ЮКОС Россия 39,0 49,7
Petroleum Development Оман 41,6 42,1
Oman LLC
* Источник: данные журнала Oil&Gas Journal. бежать глобального
падения запасов данного вида сырья.
Величина разведанного жидкого топлива в России достигает 12 млрд т. По оценкам компании ВР-АМОСО, разведанные запасы в России соответствуют почти 22 годам обеспеченности запасами при добыче на уровне 2000 г. В США степень обеспеченности разведанными запасами в нефтедобыче составляет 10 лет.
Таким образом, большинство зарубежных нефтяных компаний не обладает столь же мощной ресурсной базой, как их российские «коллеги». Даже если учитывать аудированные запасы российских компаний только по международным стандартам, обеспеченность их добычи запасами (Life Index) оказы-
вается выше, чем у международных гигантов (рис. 3).
Связано это в первую очередь с тем, что до 90% этих запасов были вовлечены в разработку или разведаны в период существования СССР, когда вопросам экономичности извлечения нефти уделялось не столь пристальное внимание, как сегодня. В сущности, бизнес российских компаний всегда был сосредоточен именно на стадии «разведка-добыча» (upstream). Вертикальная интеграция, развитие переработки, маркетинга нефтепродуктов и продукции нефтехимии (downstream) отчетливо прослеживаются лишь в некоторых компаниях, и, пожалуй, только «ЛУКойл» может быть сравним с такими транснациональными
6о
ЗАПАСЫ
TotalFina Elf ARCO T exaso «Сибнефть» Mobil Chevron «Сургутнефтегаз» Exxon
BP Arnoco Shell «ЛУКОЙЛ»
Life index
4000 6000 8000 10000
Рис. 3. Обеспеченность компаний запасами нефти (источник: данные компаний за 1998 г.)
корпорациями, как TotalFina, Mobil или ARCO.
Однако тревожной остается ситуация инвестирования нефтяной промышленности.
При сокращении добычи на 40% по сравнению с 1990 г. инвестиции в нефтедобычу в среднем не превышали 10—
20% от уровня 1990 г., т.е. уменьшились в 5—10 раз. Это означает, что отрасль практически существует за счет того потенциала, который был создан к концу 80-х гг. Поскольку сроки эксплуатации оборудования в нефтяной промышленности составляют 10—15 лет, такая низкая инвестиционная активность привела к большому износу оборудования, большим затратам на поддержание его в рабочем состоянии, к высокой аварийности и т.п.
Кроме того, не менее, а возможно, и более важным является то, что в течение 90-х гг. на Западе произошла настоящая технологическая революция в добыче нефти, которая ознаменовалась существенным снижением затрат на сооружение нефтедобывающих объектов и их эксплуатацию. В результате этих изменений себестоимость добычи нефти резко снизилась. Так, по данным журнала «Business Week», среднегодовые издержки на разведку и разработку нефтяных месторождений сократилась за период 1990—2000 гг. с 20 до 4—5 долл./барр. В США, где нефтедобывающая промышленность уже около 20 лет находится в стадии сокращения, себестоимость добычи на 11 крупнейших нефтедобывающих компаниях снизилась с 4,91 долл./барр. в 1991 г. до 3,93 долл./барр. в 1995 г., т.е. на 20% за 4 года. Удельные капиталовложения в морскую добычу в Северном море сократились с 1993 по
1999 г. в 3 раза, а издержки — в 2 раза. Эти положительные тенденции привели к значительному росту рентабельности собственной добычи и оказали глубокое влияние на конъюнктуру мирового рынка нефти.
Себестоимость российской нефти до девальвации рубля в 1998 г. (без налогов, включаемых в себестоимость, очищенная от инфляции, в долларах, 1998 г.) составляла около 40 долл./т (около 5,5 долл./барр.). В результате девальвации себестоимость снизилась примерно до 22 долл./т (3 долл./барр.), что значительно повысило рентабельность российской нефтяной промышленности без каких-либо усилий по технологическому переоснащению отрасли. В дальнейшем себестоимость добычи вновь начала расти, и на сегодняшний день уже составляет 5—10 долл./барр. Однако необходимо отметить, что в 2000 г. произошла технологическая революция и в российской нефтяной промышленности: 10—15% нефти были добыты по усовершенствованным технологиям (для сравнения, в Советском Союзе в 1991 г. этот показатель составлял 2%). Наиболее активно новые методы внедряет Татнефть: доля нефти, добытой вторичными и третичными методами, доходит до 30%, что обеспечивает низкую себестоимость, несмотря на истощенность запасов и малую продуктивность. ЛУКойл в 2000 г.
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
передовыми методами добыл 20% всей нефти. У Сургутнефтегаза этот показатель составляет около 10%.
Средние издержки добычи нефти в разных районах мира представлены в табл. 20.
Таблица 20
Средние издержки добычи нефти по странам/регионам мира, долл./барр.*
Страна/регион Издержки
Северное море 12,0-20,0
Египет 10,0-12,0
Россия 5,0-10,0
Ливия, Малайзия, Мексика, Нигерия 3,0—5,0
Каспий 3,0—4,0
Вьетнам 2,0—4,0
Кувейт 1,0—2,0
Саудовская Аравия ,0 7 ,5 0,
Ирак ,0 7 ,5 0,
Иран 0,5—1,0
* Источник: данные Министерства энергетики РФ.
Следующей компонентой сопоставительного анализа является нефтепереработка. Крупнейшими перерабатывающими центрами мира на сегодняшний день являются Северная Америка, Азиатско-Тихоокеанский регион, Западная Европа и Россия (табл. 21).
Таблица 21
Производство нефтепродуктов, 2000 г.*
Регион Производство, млн барр./сут. Производство, %
Северная Америка 19,97 34,5
Азиатско- Тихоокеанский регион 15,25 26,4
Западная Европа 10,78 18,6
Россия 5,44 9,4
Центральная и Южная Америка 3,20 5,5
Ближний Восток 3,20 5,5
* Источник: данные журнала «ИнфоТЭК».
Если рассмотреть ситуацию с мировыми мощностями по первичной переработке в динамике, можно выделить три различные группы стран. В первую из них попадут государства, в которых на протяжении последних 30 лет наблюдался стабильный рост перерабатывающих мощностей. К ним в первую очередь относятся новые южноазиатские и южноамериканские центры нефтепереработки, призванные удовлетворить растущий спрос на нефтепродукты в этих регионах.
Для второй группы стран характерен стабильный рост перерабатывающих мощностей в 70-е гг. XX в., сменившийся резким (до 50%) падением в 80-е гг. и постепенным возвращением к прежним позициям в 90-е гг. Такая динамика объясняется прежде всего переориентацией США, Японии и большинства европейских государств на использование значительно более сложных технологий по переработке нефти, позволивших резко увеличить спектр и качество выпускаемых нефтепродуктов. Этот процесс сопровождался массовым закрытием старых производств, что привело к падению уровня первичной переработки нефти в мире.
Третью группу образуют страны (Италия, Великобритания, Нидерланды), которые в 80-е гг. также пошли по пути модернизации производства, сопровождавшейся падением объемов первичной переработки нефти. Однако в данном случае сокращение перерабатывающих мощностей приняло вид устойчивой тенденции, что связано с продолжающимся снижением спроса на тяжелые нефтепродукты.
В целом общемировой тенденцией 90-х гг. стал рост перерабатывающих мощностей, который лишь в конце десятилетия сменился стагнацией. На протяжении 1999—2000 гг. суммарные мощности установок по первичной переработке сырья оставались на уровне 81,3—81,5 млн барр. в сутки, что
примерно на 6 млн барр. в сутки больше, чем объем мирового потребления нефти. В 2000 г. небольшой (0,522 млн барр./сут.) рост мощностей по первичной переработке нефти наблюдался лишь в Азии (в Индии, Пакистане и Тайване).
Эффективность нефтепереработки не в последнюю очередь связана с числом нефтеперерабатывающих заводов. Данные о количестве НПЗ в регионах представлены в табл. 22.
Таблица 22
Какова же ситуация в России?
Из 48 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), расположенных на территории бывшего СССР, в России остался 31 с установленной мощностью 5,435 млн барр./сут. Причем по территории России мощности нефтеперерабатывающих заводов размещены крайне неравномерно: наибольшая концентрация — 46% — приходится на Приволжский федеральный округ, 6% — на Южный федеральный округ, 4% — на Дальневосточный федеральный округ, в Уральском федеральном округе вообще нет НПЗ, введенных по традиционным схемам, а имеются мощности ОАО «Газпром». В результате ряд регионов испытывает дефицит нефтепродуктов и завозит их со стороны, что при среднем расстоянии российского НПЗ от рынка
нефтепродуктов в 1100 км является серьезным удорожающим фактором. (Для сравнения скажем, что в США расположены 152 НПЗ с общей мощностью первичной переработки нефти 16,539 млн барр./сут. и расстояние между заводом и рынком сбыта не превышает 500 км.)
Сравнительные данные по десяти крупнейшим нефтеперерабатывающим заводам России представлены в табл. 23.
Таблица 23
Десять крупнейших НПЗ в России в 2001 г.*
Компания- владелец Располо- жение Перерабатывающие мощности, тыс. т/сут.
ЮКОС Ангарск 62,78
Сибнефть Омск 52,44
ТНК Рязань 48,47
Норси-Ойл Нижний Новгород 40,28
БНК Уфа 39,47
Славнефть Ярославль 37,62
ЦТК- Московский НПЗ Москва 32,65
Салават- нефтеорг- синтез Салават 32,37
ЛУКойл Пермь 32,36
БНК Уфа 31,55
* Источник: данные журнала «Нефть России».
Важной тенденцией последнего десятилетия стало укрупнение размеров перерабатывающих комплексов, а также их интеграция с нефтехимическим производством. Один из наиболее ярких примеров в этом ряду — венесуэльский производственный комплекс «Парагуа-на» в штате Фалькон, образованный двумя ранее независимыми друг от друга НПЗ — «Амуай» и «Кардон».
В число крупнейших НПЗ мира в 2001 г. попал единственный российский объект — производственный комплекс, принадлежащий Ангарской нефтехимической компании. В 1999 г. четвертое
Число нефтеперерабатывающих заводов в 2000 г.*
Регион Количество НПЗ
Северная Америка 179
Азиатско- Тихоокеанский регион 158
Западная Европа 73
Россия 31
Центральная и Южная Америка 18
Ближний Восток 17
* Источник: данные журнала «ИнфоТЭК».
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
место в мировой табели о рангах принадлежало Омскому НПЗ, однако в
2000 г. составители рейтинга исключили «Сибнефть» из числа его лидеров, сославшись на вывод из эксплуатации бездействующей установки первичной переработки нефти мощностью 188 тыс. барр. в сутки.
Обращает на себя внимание тот факт, что пять из десяти крупнейших НПЗ мира находятся в Азии, причем три - в Южной Корее. Причиной появления наиболее мощных и современных перерабатывающих комплексов именно в этом регионе стала крайне высокая плотность населения в сочетании с характерным для первой половины 90-х гг. XX в. ростом спроса на нефтепродукты, диктующим необходимость в короткие сроки выбросить на рынок крупные объемы топлива (табл. 24).
Еще один важнейший показатель состояния и развития мировой нефтеперерабатывающей промышленности -мощности вторичных процессов, обеспечивающих рост доли светлых нефтепродуктов в общем объеме нефтепродуктов. Безусловными лидерами в сфере глубокой переработки нефти являются страны ОЭСР (табл. 25).
Лидерами в области применения процессов, связанных с вторичной переработкой тяжелых прямогонных фракций (в основном прямогонного остатка и тяжелого газойля) являются США, Канада, Германия, Италия и Великобритания.
Что касается процессов, направленных на увеличение выхода компонентов автомобильного бензина, а также на улучшение их качества (гидрокрекинг, каталитический риформинг и гидроочистка), то их, помимо перечисленных выше стран, широко применяют Япония и Южная Корея.
Общая отличительная черта всех российских заводов, что еще больше увеличивает себестоимость продукции и определяет низкое качество товара, -
Таблица 24
Десять крупнейших НПЗ мира в 2001 г.*
Компания- владелец Расположе- ние Перерабатывающие мощности, тыс. барр./сут.
Paraguana Refining Center Кардон- Йудибана, Венесуэла 940,0
SK Corp. Улсан, Южная Корея 817,0
LG-Caltex Йосу, Южная Корея б33,б
ExxonMobil Corp. Юронг/Пулау Айер Чаван, Сингапур 580,0
Reliance Petroleum Ltd. Джамнагар, Индия 540,0
Hovensa LLC. Сан-Круа, Виргинские о-ва 525,0
S-Oil Corp. Онсан, Южная Корея 520,0
ExxonMobil Oil Corp. Бэйтаун, США 508,0
ExxonMobil Corp. Батон Руж, США 485,0
Ангарская нефтехими- ческая компания Ангарск, Россия 440,7
* Источник: данные журнала Oil&Gas Journal.
Таблица 25
Мощности процессов, увеличивающих глубину переработки нефти, в 2000 г. в процентах к общему объему мощностей*
Регион Мощности, %
Северная Америка 47
Азиатско-Тихоокеанский регион 18
Западная Европа 20
Россия 7
Центральная и Южная Америка 4
Ближний Восток 4
* Источник: данные журнала Oil&Gas Journal.
устаревшее нефтеперерабатывающее оборудование. Сложившаяся структура и технология нефтепереработки не обеспечивают рационального использования нефтяного сырья. Глубина переработки нефти на заводах достигает всего 63— 65% и лишь по некоторым заводам — 80%, что можно объяснить низкой долей мощностей углубляющих процессов на отечественных заводах, которая не превышает 13% от мощностей по переработке нефти. Вследствие этого на российских заводах выход моторного топлива составляет 42—47%, а производство топочного мазута превышает 30% объема перерабатываемой нефти. Доля процессов, обеспечивающих глубокую переработку мазута, не превышает 10%; выход светлых нефтепродуктов составляет: по автобензину — 15,6%, по дизельному топливу — 28,3%.
Низкая глубина переработки нефти на российских предприятиях обусловлена недостатком в схемах НПЗ деструктивно углубляющих переработку мазута вторичных процессов. Так, относительно мощности по первичной переработке нефти доля основных углубляющих процессов составляет: каталитического крекинга — 6,2%, гидрокрекинга — 0,4%.
В 2000 г. в нефтеперерабатывающей промышленности увеличилось производство нефтепродуктов с использованием углубляющих технологий: каталитического крекинга — на 12,3%, термического крекинга — на 10,7%, гидрокрекинга — на 42%, однако, как видно, этого недостаточно для создания полноценной конкурентоспособной промышленности.
К 2015 г. в структуре мирового потребления нефти объем производства моторного топлива должен вырасти с 51% (1998 г.) до 56% от мощностей первичной переработки. Бензиновый фонд России по сравнению с западным отличается большим количеством ри-форматоров и прямогонных фракций,
что обусловливает большее содержание ароматических углеводородов, бензола и серы, более низкое октановое число. Так, 14,4% дизельного топлива относится к разряду высокосернистого (0,2—0,5% серы). Содержание серы в большинстве мазутов достигает 2—3,5%. Доля неэтилированных автобензинов составляет 97,7%; удельный вес высокооктановых сортов — менее 50%; доля дизельного топлива, отвечающего современным требования по сере и аромати-ке, — 7,1%; недостаточно производсто зимних и арктических сортов (около 12% от общего объема дизельного топлива); лишь 25% смазочных масел соответствует по эксплуатационным качествам мировому уровню (табл. 26).
В 2000 г. доля производства неэтилированных бензинов в России достигла 97,7%, а с вводом в действие каталитического риформинга в июне 2001 г. на Комсомольском НПЗ появилась техническая возможность прекращения его производства в России, что и происходит в 2002 г.
В 1990-х гг. произошло резкое ужесточение экологических стандартов. Своевременное выполнение новых требований к содержанию вредных для окружающей среды примесей в бензине и дизельном топливе могут обеспечить лишь наиболее крупные компании, готовые потратить на переоборудование своих НПЗ несколько миллиардов долларов. Владельцы мелких, требующих серьезной модернизации заводов вынуждены избавляться от этих неприбыльных активов. Кроме того, ужесточение экологических стандартов ограничивает число субъектов рынка, располагающих средствами для строительства новых, соответствующих современным экологическим требованиям НПЗ.
В условиях падения маржи переработки критериями прибыльности активов в секторе нефтепереработки становятся общее количество и проектная мощность принадлежащих компании
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Таблица 26
Показатели бензинового фонда*
Показатель Россия США Европа
Общий объем бензинового фонда, 24,0 330,0 130,0
млн т в год
Компонентный состав, %
Бутаны 5,7 7,0 5,0
Риформаторы 54,1 34,0 48,2
Бензиновые фракции каталитического
крекинга 2,0 35,5 27,0
Изомеризат (0,9; 0,4)** 1,5 5,0 5,0
Алкилат (0,4; 0,5) 0,3 11,2 5,0
Оксигенаты 0, 2 3,6 2,0
Бензиновые фракции прямой перегонки,
гидрокрекинга и гидроочистки (7,9; 1) 13,3 3,1 7 ,3
Бензиновые фракции термических процессов
(4,5; 35,2) 4,9 0,6 0,5
Содержание:
свинца, г/л 0,25 0,02 0,013
серы, % (масс.) 0,1 0,03 0,02
ароматических углеводородов (общее), % 42,0 31,0 39,0
* Источник: данные журнала «ИнфоТЭК», 2001 г.
** В скобках — содержание ароматических и непредельных углеводородов.
НПЗ, соответствие их оборудования современным требованиям, удачное географическое расположение, а также наличие разветвленных сбытовых сетей. В результате верхние строчки в рейтингах компаний-нефтепереработчиков занимают крупные вертикально-интегрированные (в том числе государственные) корпорации с высоким уровнем капитализации, имеющие возможность инвестировать значительные средства в развитие производства вне зависимости от текущей рыночной конъюнктуры. Лидер 2000 г. среди «независимых» переработчиков — компания Tosco — занимает лишь 14-е место в мировой табели о рангах.
Как уже было отмечено выше, сбыт нефтепродуктов является одним из основных центров прибыли зарубежных вертикально-интегрированных нефтяных компаний. При этом рынок сбыта нефтепродуктов отличается высокой степенью концентрации: большую часть мирового розничного рынка нефтепродуктов контролируют три компании —
BP, Shell, ExxonMobil (в частности, на балансе BP около 28 000 собственных заправок и порядка 32 000 бензоколонок, работающих по системе франчайзинга). Независимые же АЗС вынуждены заключать контракты на покупку нефтепродуктов с какой-либо крупной компанией обычно сроком на пять лет.
По данным Российского топливного союза, в России зарегистрировано около 30 тыс. АЗС. Каждый год их число увеличивается на 8—10%. Доминирующее положение по количеству собственных заправочных сетей занимают компании ЮКОС (владеет 1 тыс. АЗС и 200 нефтебазами в 40 регионах страны), ЛУКойл (более 916 АЗС), ТНК (около 650 АЗС) и Сибнефть (280 собственных АЗС и 240 колонок, действующих на условиях франчайзинга). Однако этого явно недостаточно: к примеру, Москва по количеству автомобилей на одну АЗС находится впереди европейских стран (4000 автомобилей), а количество бензоколонок составляет лишь 700 единиц. (В то время как в Великобритании
на одну АЗС приходится 2000 автомобилей, во Франции — 1200, в Италии — 1000.)
Рынок топлива в России поделен между нефтяными компаниями по географическому принципу. В регионе плотность бензоколонок той или иной компании зависит от близости входящих в них НПЗ, что приводит к тому, что 90% АЗС контролируются крупными нефтяными компаниями. Исключения составляют крупные города. Например, в Москве и Московской области есть бензоколонки «ЛУКойла» (около 20 собственных станций, а также АЗС, действующие на условиях франчайзинга), «Татнефти» (всего 140 АЗС), ТНК (62 АЗС, работающие на условиях франчайзинга), Славнефти (около 50 АЗС) и ВР Амосо (23 АЗС).
Стоимость строительства АЗС чрезвычайно высока: строительство самой дешевой из них (на три колонки, с двумя пистолетами на каждой) обойдется в 350 тыс. долл., а АЗС на шесть колонок с мойкой, но без магазина — в 700 тыс. долл. При этом цена одной колонки составит 7—12 тыс. долл.; большой комплекс с мойкой и магазином уже будет стоить порядка 1 — 1,2 млн долл. инвестиций. Кроме этого возникают большие проблемы с получением права на аренду земли.
По данным компании «ЛУКойл», строительство новых АЗС может начаться лишь в том случае, когда расчеты показывают, что ежесуточная реализация нефтепродуктов превысит 5 т. Строительство нового автозаправочного комплекса обходится компании в 500 тыс. долл. При этом срок окупаемости заправки не должен превышать 7 лет. Получается, что в этом случае чистая прибыль АЗС должна составлять не менее 60 тыс. долл. в месяц. Если же АЗС реализует менее одной тонны нефтепродуктов в сутки, то «ЛУКойл» сдает ее в аренду. Чаще всего бензоколонка оказывается в собственности ка-
кой-то семьи, которая платит компании определенную сумму, доход арендатора в этом случае составляет 500 долл. в месяц.
Наличие у транснациональных компаний собственных сетей АЗС не позволяет частным владельцам увеличивать норму прибыли за счет повышения цен: если тот или иной хозяин заправки поднимет цены, то это приведет лишь к оттоку клиентов, но не к росту доходности бизнеса. В результате складывается ситуация, при которой компании постепенно заставляют «частников» играть по своим правилам, так как получить нефтепродукты у кого-нибудь, кроме вертикально-интегрированных нефтяных компаний, практически невозможно. Подобного рода система получила название джоббера и на сегодняшний день является одной из основных возможностей увеличения количества АЗС в ВИНК и, тем самым, увеличения капитализации корпораций.
Основные принципы джобберской политики заключаются в следующем:
• Между корпорацией и владельцем АЗС составляется договор, согласно которому:
— владелец АЗС обязан продавать нефтепродукты, произведенные только данной компанией;
— на АЗС вывешивается логотип данной корпорации;
— поставщик обязуется поставлять нефтепродукты на бензоколонку, как правило, по заниженным ценам.
• Некоторые западные компании (в частности, ВР) часто не составляют договор с владельцами АЗС, а, наоборот, передают собственные бензоколонки в управление физическому лицу, которое получает зарплату в зависимости от выполнения плана.
Среди отечественных нефтяных компаний ОАО «ТНК» является наиболее активным приверженцем развития джоб-
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
берской сети АЗС: собственных АЗС у ТНК почти в два раза меньше, чем джоб-берских (370 собственных АЗС и около 680 джобберов). Для сравнения скажем, что у ЛУКойл’а это соотношение 6 к 1: только 15% АЗС имеют статус джоббер-ских, т.е. предпочтение отдается строительству собственных АЗС.
При этом джобберская сеть ТНК только в Москве выросла в 2001 г. на 47 АЗС и их общее число достигло 109 единиц. Под знамена ТНК перешло также 25 джобберов, ранее работавших с «ЛУКойл’ом». Кроме того, у компании появились первые 17 собственных станций в Москве.
Типовой договор коммерческой субконцессии (договор о джобберстве) у ТНК состоит из двух частей и предполагает существование следующих положений. В первом говорится о том, что владелец заправки должен торговать нефтепродуктами под вывеской ТНК. Второй договор заключается с фирмой — поставщиком нефтепродуктов, которая является ее структурным подразделением. Формально же эти договоры между собой никак не связаны. Условия расторжения «комплексного» контракта предполагают снятие с заправки товарного знака в течение одного месяца, однако на протяжении полугода нефтепродукты должны закупаться владельцем заправки согласно договору № 2. При заключении договора ТНК гарантирует джобберу стабильные поставки нефтепродуктов и предоставляет ценовые скидки, как правило, в размере 5— 7%. Необходимо отметить, что в случае расторжения джобберского контракта цена поставляемого ТНК топлива сразу же повышается и за полгода владелец АЗС оказывается в тяжелой финансовой ситуации. Таким образом, владелец АЗС становится «заложником» крупной корпорации.
На Западе франчайзи (джобберы) крупных компаний получают всего 2% доходов от стоимости нефтепродуктов,
в России — в среднем 10—25%. По оценке ЛУКойл’а, франчайзи его компании, при скидке 5% на топливо, в среднем получает 2000—2500 долл. в месяц при ежесуточной реализация на одной АЗС порядка 7—8 т нефтепродуктов. Таким образом, рентабельность АЗС составляет 5—8% от стоимости топлива. Франчайзи ТНК, по оценкам корпорации, получают в среднем чистую рентабельность на уровне 25% (при средней реализации 15 т нефтепродуктов в сутки), что составляет 15 тыс. долл. чистой прибыли ежемесячно.
Кроме этого, интенсивная реклама также может принести успех в торговле, однако и полную неудачу — в зависимости от разумности действий и от того, насколько положительно воспринимают люди рекламную кампанию. Для достижения максимальной эффективности на рынке сбыта компания либо должна быть либо фирмой-пионером (фирма, которая первой заняла некоторый продуктовый сегмент), либо производить продукт более высокого качества, чем другие фирмы, либо создать удачный имидж товара. К примеру, благодаря рекламной кампании, проведенной летом
2001 г. (ее слоган «Лучший бензин России» вызвал большое недовольство других участников рынка) и внедрению системы джоберров, объем реализации ТНК увеличился примерно на 20%.
В Европе и США также существует концепция совмещения продажи бензина на заправках с торговлей сигаретами, кока-колой, автомаслами и лосьонами для загара — политика, которая только начинает набирать обороты в России. Для европейских АЗС характерно, что большую прибыль приносит продажа продуктов питания и так называемых сопутствующих товаров, чем реализация топлива, — соотношение между этими показателями составляет 40 к 60%. Таким образом, торговля нефтепродуктами приносит среднему владельцу АЗС в Европе 5000 долл. в месяц, в то время
как 2000 долл. приносят торговля и предоставление услуг (при условии реализации ежесуточно 12 т нефтепродуктов).
В Москве, по данным 2001 г., 140 из 650 АЗС располагали магазинами сопутствующих товаров. Первой компанией, которая построила подобного рода АЗС в России, была компания Вritish Ре^о1еит (ВР). На сегодняшний день многие компании переходят на данный способ работы с клиентом. Среди них такие компании, как «ЛУКойл», «Татнефть», ТНК (совместный проект ТНК-Сhevron-Texaco: создание сети магазинов «Стар Март Техасо»), «ЮКОС» (проект создания розничной сети «Копейка» в проекте создания магазинов при АЗС).
Вместе с тем следует отметить, что прибыльность АЗС зависит не только от объема реализации нефтепродуктов, но и во многом от того, какие именно нефтепродукты реализуются. Норма прибыли от продажи высокооктановых бензинов гораздо выше, чем от реализации дизельного топлива. Самый высокий объем продаж в Москве — более 30 т в сутки — имеют комплексы ВР, причем большую часть составляют высокооктановые бензины.
В целом, можно сделать вывод о том, что наиболее привлекательные предпосылки развития джобберской сети есть в регионах, в которых доминирует одна нефтяная компания. При этом принимающий условия франчайзинга владелец АЗС (джоббер) постепенно теряет всякую самостоятельность. Это связано с отсутствием конкуренции на рынке поставщиков. Как правило, рядом находится только один нефтеперерабатывающий завод, а в случае завоза нефтепродуктов издалека они теряют конкурентоспособность. Но даже если бензин привезен, его нужно где-то хранить. А в большинстве случаев все нефтебазы вокруг завода принадлежат компании — владельцу НПЗ. В случае же, если на од-
ной территории конкурирует несколько нефтяных компаний (например, в Дальневосточным регионе), развитие джобберства значительно затруднено.
Успешный опыт ТНК в таком конкурентном регионе, как Москва, свидетельствует о том, что при наличии соответствующих предпосылок, помноженных на агрессивную маркетинговую стратегию можно добиваться определенных положительных результатов. Но такая практика является все же, скорее, исключением из общих правил, действующих на розничных рынках нефтепродуктов, и повторить успешный опыт ТНК в других регионах весьма проблематично. В частности, это обусловлено следующей причиной. Опыт функционирования нефтяного рынка показывает, что местные коммерсанты, как правило, избалованы вниманием нефтяных компаний и, спекулируя на этом, не берут на себя встречных жестких обязательств, выторговывая для себя право расторгнуть соглашение в любой удобный для них момент.
Итак, мы проанализировали нефтяную отрасль России в сопоставлении с мировыми тенденциями нефтяного рынка. Какой же вывод напрашивается из проведенного исследования? Российская нефтяная отрасль обладает всеми необходимыми ресурсами для обеспечения себе равного места и равной конкурентоспособности на мировом нефтяном олимпе. Однако, чтобы подобная ситуация стала реальностью, необходимо приложить определенные усилия как технологического характера — со стороны самих нефтяных компаний, так и структурно-организационного характера — со стороны государства. Только во взаимодействии компаний (частного сектора) и государства российская нефтяная отрасль может достичь экономического роста и сделать существенный вклад в повышение благосостояния страны в целом.
Экономический вестник Ростовского государственного университета ф 2003 Том 1 № 2
