Проблеми розвитку російського ринку нафти і нафтопродуктів

дивитися на реферати схожі на "Проблеми розвитку російського ринку нафти і нафтопродуктів"

Зміст

Введення ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 3

Глава 1. Загальна характеристика російського ринку нафти інафтопродуктів ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 6

Глава 2. Грошовий обіг у галузі

2.1 Стан основних фондів комплексу ... ... ... ... ... ... .. ... 17

2.2 Основні напрями капіталовкладень в комплексі ... 18

2.3 Джерела інвестицій ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... 22

Глава 3. Ціноутворення та оподаткування нафтовогокомплексу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 23

Висновок ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 29

Список використаної літератури ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 32

Введення

Термін «нафта», що прийшов до нас з перської мови через турецькеслово «neft», в сучасному світовому лексиконі став синонімом загальноприйнятогословосполучення «чорне золото». І пояснюється цей факт не тільки тим, щосьогодні нафта, разом з природним газом, є основним і практичнобезальтернативним джерелом енергії, але й тим, що її запаси непоправні.
При цьому подальшій переробці піддаються лише 10% видобутої сироїнафти, інші 90% - спалюються.

Як мінімум, два десятиліття багато аналітиків серйозно лякалилюдство тим, що ще якихось 40-50 років, і її запаси будутьповністю вичерпані. І тим не менше на сьогоднішній момент використаннянафти практично еквівалентно її видобутку. До кінця ХХ століття її фактичнісвітові запаси нараховували 1 трильйон 46 мільярдів барелів. Потенційнож ця кількість може бути набагато більшим.

У ході розвитку нафтового ринку його центрами виявилися практично дварегіону: США і Близький Схід. Перша половина XX ст. явилася перехіднимперіодом. До початку XX ст. США належало не менше 75% видобувається в усьомусвіті нафти. Головною особливістю становлення нафтової галузі в світібуло перевага США у видобутку нафти на державному рівні ідомінування до 1911 р. компанії Standard Oil на корпоративному. Хочазначна зміна відбулася в середині століття, але періодом зміниключового регіону видобутку можна вважати початок 1970-х років, коли СШАвперше вдалися до широкомасштабного імпорту нафти. У міру збільшеннявидобутку нафти в Перській затоці стала зростати роль арабських країн,які в 1960 р. створили ОПЕК. Що увійшли до нього державам знадобилосявід 10 до 15 років, щоб націоналізувати місця видобутку (розірватиконцесійні угоди із західними компаніями), тобто перенаправитиприбуток на свою користь. У 1973 і 1979 рр.. відбулися кризи (внаслідоквідповідно арабо-ізраїльського конфлікту і іранської революції), що далиімпульс розвитку енергозберігаючих технологій і сповільнити зростанняпотреби розвинених країн у нафті. До цього часу на частку країн ОПЕК,надають максимальний вплив на ціноутворення, припадало близько 80%загального обсягу її експорту у світі і майже половина всього видобутку. Другимвеликим експортером був СРСР.

Три події, прямо або побічно вплинули на ринок нафти, сталися в
1980-і роки. У 1983 р. були проведені перші торги за ф'ючерсними контрактамина нафту, що послужило поштовхом для розвитку ринку похідних нафтовихінструментів, причому формування термінового ринку докорінно змінило парадигмунафтових компаній, збільшивши вага їх фінансових операцій. Два інші події
- Аварія на Чорнобильській АЕС і загибель танкера Valdez компанії Exxon уберегів Аляски - посилили екологічний рух, частково обмеживширозвиток атомної енергетики в США і посиливши правила транспортуваннянафти, що призвело до підвищення вартості її перевезення.

Після другої світової війни економічне зростання у світі багато в чому бувзабезпечено за рахунок відносно низької і стабільної ціни на сиру нафту. Якправило, переробка її здійснюється в місцях споживання, оскількидешевше доставити до регіонів споживання сиру нафту, ніж нафтопродукти. Уостанні десятиліття спостерігається волатильність ціни на сиру нафту, щоможе підвищувати потенційні витрати деяких учасників ринку. Зчасу закінчення нафтових криз 1970-х років номінальна ціна нафтиколивалася в середньому від 18 до 20 дол за барель. До кінця минулого століття іна початку нинішнього ціновий діапазон змінився і склав 20-25 дол забарель.

Зважаючи на актуальність питання про нафти в цей час, темою своєїкурсової роботи я вибрав «Проблеми розвитку російського ринку нафти інафтопродуктів ». У даній роботі я постараюся не тільки оцінити проблемирозвитку вищезгаданого ринку, але і дати цьому ринку загальну характеристику,а також розглянути різні шляхи вирішення проблем.

Розділ 1. ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОСІЙСЬКОГО РИНКУ НАФТИ І НАФТОПРОДУКТІВ

Маючи в своєму розпорядженні лише одним відсотком світових запасів нафти, ЄС споживаємайже 1/5 виробленої в світі нафти. З його розширенням в 2004 р.збільшаться не нафтові запаси союзу, а споживання нафти, залежність відімпорту буде рости. В даний час залежність ЄС від імпорту нафти вжескладає більше 70%. Росія - другий найважливіший зовнішнє джерело нафти для
ЄС після Норвегії. Зараз більше ніж 15% сумарного нафтового імпорту ЄСнадходить з Росії, і після розширення її частка буде збільшуватися.
Нафтовий баланс США ще менш стійкий у порівнянні з ЄС. Хоча США маютьлише 3% світових запасів нафти, вони споживають 1/4 її світовоговиробництва. Американська економіка кардинально залежить від імпортуенергоносіїв, вона «проковтне» через 4-5 років всі власні запасикраїни, якщо відмовиться від імпорту. Однак нафтові запаси країн-сусідів СШАвідносно великі, у Мексики - майже такі ж, як у США. На американськомуконтиненті в цілому знаходиться приблизно 15% глобальних нафтовихзапасів.

Світові розвідані запаси нафти сконцентровані на Близькому Сході.
П'ять близькосхідних країн мають майже 2/3 глобальних запасів:
Саудівська Аравія (25%), Ірак (11%), ОАЕ (9%), Кувейт (9%) та Іран (9%). Поза
Близького Сходу найбільші запаси мають Венесуела і Росія. Венесуелаволодіє приблизно 7%, Росія - майже 5% глобальних запасів нафти.
Росія виробляє 10% нафти, у той час як споживає лише 4 (див. табл.
1).

Т а б л и ц а 1
| Світові запаси нафти, її виробництво і споживання |
| у міжнародних порівняннях (у% до світових) |
| | Запаси | Производств | Споживання |
| | | О | |
| Росія | 5 | 10 | 4 |
| США | 3 | 10 | 26 |
| Китай | 2 | 1 | 7 |
| EU15 | 1 | 4 | 18 |
| EU25 | 1 | 4 | 20 |
| Близький Схід | 65 | 30 | 6 |
| Північна та Південна Америка | 15 | 28 | 37 |
| ОЕСР | 8 | 28 | 62 |
| ОПЕК | 78 | 41 | н.д. |
| Джерела: BP Statistical Review of World Energy. L., 2002, |
| розрахунки - К. Ліухто |

У 1999 р. виробництво нафти в Росії склала приблизно 300 млн. т,в 2003 р. воно досягло майже 400 млн. т. Близько 3/4 російських нафтовихзапасів розташовані в Західному Сибіру. Досить великі запаси виявленіна півночі Європейської частини Росії. Найбільші російські нафтові компанії
- ТНК, "Лукойл", ЮКОС, «Роснефть» і «Сургутнефтегаз» - в своєму розпорядженні запасинафти майже в 13 млрд. т (див. табл. 2).

Більш ніж 100 компаній видобувають нафту в Росії, але переважна частинавидобутку фактично знаходиться в руках 10 вертикально інтегрованихкомпаній [1], їх обсяг виробництва складає приблизно 350 млн. т -
90% виробництва нафти в Росії. Дві найбільші компанії - «Лукойл» і
ЮКОС виробляють близько 40% нафти (див. табл. 3).

Деякі іноземні нафтові корпорації також почали своюдіяльність на російському ринку. У 2000 році сумарний обсяг виробництваіноземних компаній досягав 6-7% російського [2]. Прямі іноземніінвестиції в паливно-енергетичний сектор російської економіки становилиблизько 10% їх загальної суми [3]. Головні закордонні гравці в російськомунафтовому бізнесі (в алфавітному порядку) - Agip, British Petroleum, British
Gas, ChevronTexaco, Conoco, ExxonMobil, Neste Oy, Nirsk Hidro, McDermott,
Mitsubishi, Mitsui, RD Shell, Statoil і TotalFinaElf [4].

Т а б л и ц а 3
| Виробництво сирої нафти 10 провідними |
| російськими компаніями (млн. т) |

У 2002 р. 55% російської нафти експортувалося морським шляхом, 40 --через трубопровід «Дружба» і приблизно 5% - залізничнимтранспортом. Головний експортний маршрут російської нафти на Захід --трубопровід «Дружба» з номінальною пропускною здатністю 60 млн. т.
«Труба» перетинає Білорусію, розділяючись на північну і південну гілки.
Північна йде через Білорусь та Польщу до Німеччини. Південна перетинаєпівнічну Україну й проходить через Угорщину та Словаччину, закінчуючись в Чехії.
Північна магістраль зараз завантажена повністю, в той час як південна маєзапас пропускної здатності, і тому Росія прагне збільшити їїпотужність, з'єднавши південну гілку "Дружби" з трубопроводом «Adria». Останнянадасть російським експортерам нафти прямий доступ до Адріатичногоморя, де танкери можуть бути завантажені в глибоководному порту Омісал.
Глибина порту дозволяє заходити в нього танкерів водотоннажністю до 500 тис.т, що робить експорт в США економічно доцільним. Іншеперевага порту Омісал - менша відстань до американських портів.
Єдина альтернатива, яка обіцяє більш низькі витратитранспортування російської сирої нафти до західноєвропейських країн і США --будівництво Мурманського порту.

Балтійська трубопровідна система (БТС) включає 450-кілометровийтрубопровід від Харягі (Ненецький автономний округ, Архангельська область) до
Вуса (Республіка Комі), трубопроводи Уса-Ухта, Ухта-Ярославль і Ярославль-
Кириши, а також трубопровід Кириши-Приморськ. БТС знаходиться у власності
«Транснєфті».

У вересні 2001 р. було закінчено будівництво трубопроводу
Суходольна-Родіоновська. Ця 250-кілометрова магістраль дозволяєросійським нафтовим компаніям транспортувати нафту до Новоросійськогоекспортного нафтового терміналу, не використовуючи гілку, що проходить поукраїнській території, що дає можливість російським компаніям уникнутивисокої плати за транзит і нелегальної відкачування нафти. Пропускназдатність трубопроводу - приблизно 16-25 млн. т.

Крім західних маршрутів Росія прагне розвивати трубопровіднумережу на Сході. ЮКОС будує трубопровід довжиною 1700 км і пропускноюздатністю 25-30 млн. т від Ангарського до Дацин в Маньчжурії.

ExxonMobil - оператор проекту "Сахалін-1" - виступає забудівництво 250-кілометрового підводного трубопроводу через Татарськийпротоку до порту Де-Кастрі на російському материку, що дозволить нарощуватиекспорт нафти в азіатські країни. Слабке місце проекту криється в тому, що
Де-Кастрі не є незамерзаючим портом. Пропускна здатність ітерміналу, і трубопроводу повинна досягти 12-15 млн. т.

Консорціум "Сахалін-2", очолюваний RD Shell, планує експортнафти в Японію, Південну Корею і Тайвань. Для цього потрібно побудувати 800 --кілометровий трубопровід через весь Сахалін до вільного від льоду порту
Приміське. Цей план недешевий, але дозволяє експортувати нафту круглийрік.

Порт Новоросійськ на Чорному морі - найбільший експортний нафтовоїтермінал Росії. У 2002 р. через порт пройшло 45 млн. т сирої нафти. Вже внайближчому майбутньому його пропускна спроможність може бути збільшена. Хоча
Новоросійськ - незамерзаючий порт, головна проблема тут - часті ісильні шторми. У 2002 р. він був закритий через негоду на 85 днів, тобтов середньому майже два дні на тиждень.

Важливі для експорту нафти з Росії і порти на Балтійському морі. Головнимнафтовим терміналом тут традиційно був латвійський порт Вентспілс. Але йогодомінуючі позиції розхитані зважаючи швидкого розвитку Талліннськогопорту, хоча до нього нафту потрібно транспортувати залізницею, тодіяк до Вентспілс підходить трубопровід.

Приморськ - найбільший балтійський нафтовий термінал, що знаходиться наросійській території. У 2002 р. в Приморську було обслужено 135 танкерів івідправлено приблизно 12 млн. т сирої нафти. "Транснафтопродукт"планує до 2005 р. приєднати термінал до нефтепродуктоводу (Кстово-
Ярославль-Кириши-Приморськ) із пропускною здатністю 10 млн. т на рік.

Не можна забувати і про Петербурзький нафтовий термінал. Приблизно 9 млн.т нафтопродуктів пройшли через цей порт у 2002 р., його пропускназдатність, як очікується, виросте, якщо порт буде також пропускатисиру нафту.

Будівництво невеликого нафтового терміналу з початковою пропускноюздатністю менше 1 млн. т заплановано у Виборзі. У листопаді 2000 р.
"Лукойл" відкрив нафтовий термінал в Калінінграді. У 2001 р. компаніяпобудувала ще один термінал в Калінінграді з оголошеною пропускноїздатністю 2,5 млн. т. Ці термінали, за оцінками, здатні перевантажувати до
3-5 млн. т нафти щорічно.

На півночі Росії є чотири нафтових порту - Варандей, Архангельськ,
Витино і Мурманськ. ВАРАНДІЙСЬКОМУ термінал з початковою пропускноюздатністю 1,5 млн. т був побудований "Лукойлом" і став до ладу в серпні
2000 р. Компанія сподівається підвищити її до 10 млн. т. Вона буде завантажуватитут власні танкери водотоннажністю 16-20 тис. т і відправляти їх у
Мурманськ, де сира нафта буде перевантажуватися на важкі судна, якістануть використовуватися для експорту нафти до Європи і США.

"Роснефть" планує інвестувати приблизно 15 млн. дол вмодернізацію терміналу в Архангельську з метою подвоєння його пропускноїздатності (з 2,5 млн. до 4,5 млн. т на рік). Але взимку цей термінал частовипробовує проблеми, тому що не вистачає криголамів, щоб звільнятиарктичний порт від льоду.

Порт Витино розташований на південно-західному узбережжі Кандалакшінскогозатоки на Білому морі. Пропускна спроможність порту - 4 млн. т. Сира нафтанадходить у Витино по залізниці, звідки відправляється невеликимитанкерами водотоннажністю до 70 тис. т до Мурманська, де перевантажується навеликі танкери і потім експортується в Європу або США. У 2002 р. обсягитранспортування нафти через Витино збільшилися з 0,1 млн. до 2,8 млн. т.

Один з самих амбітних планів, здатних вплинути на роботубалтійських нафтових терміналів, - будівництво Мурманського нафтовоготерміналу. Консорціум чотирьох російських нафтових компаній - "Лукойл",
ЮКОС, ТНК і "Сибнефть" - планує спорудження трубопроводу від Західної
Сибіру до Мурманська. Інвестиції, необхідні для фінансування цьогопроекту, - 3,4-4,5 млрд. дол

Мурманський порт буде мати кілька переваг. Перше - величезнапотенційна пропускна здатність в 60-120 млн. т. Друге --цілий рік вільне від льоду море на відміну від портів, розташованих насході Балтійського моря. Третє - захищена гавань і унікальні глибини
Кольського затоки дозволять завантажувати танкери водотоннажністю 300 тис. т.
Четверте - найбільш економний транспортний маршрут. Транспортування тоннинафти цим маршрутом з Сибіру в США буде коштувати 24 дол, тоді як черезнафтопровід "Дружба-Adria" - 29,5 дол, через каспійський трубопровід -
29,9 дол За оцінками, реалізація проекту розпочнеться в 2004 р. і закінчиться в
2007

Росія продовжить скорочувати залежність від транзиту нафти через країни
Балтії: "Транснефть" прагне "відібрати" у балтійських операторів плату затранзит і портові платежі. Нафтовий транзит через країни Балтії або будь-якіінші держави буде діяти тільки як додатковий маршрут длявипадків, з якими російські термінали не зможуть впоратисясамостійно. Роль балтійських портів в російській нафтовій експортноїлогістики зменшиться, якщо буде побудований Мурманський порт.

Але поки Мурманський порт не побудований, обсяги транспортування нафтичерез Балтійське море будуть рости. А це, у свою чергу, збільшує ризиккатастрофи танкера. Усі країни Балтійського регіону повинні початироботу з мінімізації ймовірності розливу нафти в море, що в 2004 р.стає практично внутрішнім морем ЄС. Хоча Росія залишиться поза
Союзу, вона повинна буде налагоджувати більш т?? сное співробітництво з ЄС,оскільки використовує та Балтійське, і Середземне моря як нафтовітранспортні коридори на Захід.

Рішення ЄС не допускати однокорпусні танкери в гавані країн ЄС після
2010 абсолютно вірно, але якщо Росія не прийме подібних заходів, вонозалишиться половинчастим: небезпечні суду будуть продовжувати заповнювати свої танкив російських портах і проходити через міжнародні води Балтійського моря.
Крім того, рішення вступає в силу в 2010 р., а катастрофа може статисявже зараз.

Балтійське море має свою специфіку не тільки завдяки внутрішньомустатусом, а також зважаючи на суворих кліматичних умов. Двічі в сторіччявоно замерзає повністю, Фінська затока - кожні десять років. Лід у Фінськійзатоці коштує приблизно шість місяців, але ж там розташовуються найбільшіросійські нафтові термінали. Необхідно, щоб ЄС і Росія створилидієві регулюючі органи, здатні запобігти вихід у море суденслабкої конструкції або з командою низької кваліфікації. Можна дозволити,наприклад, використання протягом зимового періоду тільки танкерів зпідвищену міцність корпусу і сертифікується спеціально для роботи варктичних умовах командою.

Росія при максимізації своїх нафтових експортних доходів не повиннаставити під загрозу екологічну безпеку Балтійського моря. Якщо Росіяпродовжить збільшувати масштаби транспортування нафти через Балтійське море,мільйонам людей, що живуть на його берегах, залишиться сподіватися, щоросійський уряд не дозволить судновласникам грати в "російськурулетку ", зарядив пістолет новими кулями - однокорпусні танкерами.
Збільшення масштабів транспортування нафти через Балтійське море - набагатобільш серйозна загроза інтеграції Росії з ЄС, ніж горезвісна проблемакалінінградського транзиту.

Розділ 2

2.1 Стан основних фондів комплексу

Стан основних виробничих фондів (ВПФ) нафтового комплексухарактеризуються великою часткою зношування, а їхній технологічний рівень євідсталим. В цілому, в нафтовидобувній промисловості ступінь зносу ОПФскладає близько 55%, а по окремих нафтовим компаніям досягла 70%
(Башнефть, Татнефть, ОНАКО, ТНК, Самаранефтегаз). Відповідні данінаведені в таблиці 5.

Т а б л и ц а 5

Знос основних фондів нафтових компаній

| Компанії | Знос ВПФ (%) | Вибуття/введення ВПФ |
| Башнефть | 70 | 0,89 |
| Татнафта | 70 | 0,66 |
| ЛУКойл | 60 | 0,49 |
| КОМІТЕК | 60 | 0,79 |
| ОНАКО | 70 | 1,83 |
| Роснефть | 60 | 0,65 |
| Сибнефть | 60 | 0,52 |
| СИДАНКО | н. св. | 1,89 |
| Саратовнефтегаз | 70 | 2,94 |
| Славнефть | 60 | 0,49 |
| Сургутнафтогаз | 60 | 0,53 |
| ТНК | 70 | 0,90 |
| ЮКОС (Самаранефтегаз) | 60 | 2,14 |

Знос основних фондів у нафтопереробці становить 60%. Часткаповністю зношених основних фондів, на які не нараховується амортизаціясклала в нафтовидобутку і нафтопереробки відповідно 22% і 39%. тобтоситуація в нафтопереробці гірше, ніж в нафтовидобутку, у тому числі з точкизору екологічної безпеки.

Сьогодні глибина нафтопереробки знаходиться в інтервалі 62-64%, середнійрівень зношеності обладнання склав понад 80%, а термін службиперевищив всі можливі межі (в основному, більше 25 років). Основнийпричиною цього є те, що фінансування нафтопереробки завждиздійснювалося за залишковим принципом, і всі ресурси прямували донафтовидобуток.

Що стосується нафтовидобутку, можна констатувати, що розробканафтових родовищ знаходиться в складному становищі. Накопичений значнийфонд простоюють свердловин, порушений баланс відбору рідини і закачування води,є великі втрати попутного газу.

Нафтові підприємства не мають в своєму розпорядженні сучасними технічнимизасобами для розробки тих, які важко запасів і експлуатаціїродовищ, що знаходяться в пізній стадії. Основні фонди нафтопромислівмають велику зношеність і вимагають свого поновлення, перш за всетехнологічного обладнання та нафтопромислових комунікацій. Зростання видобуткунафти відбувається шляхом збільшення віддачі від діючих свердловин на основівикористання традиційних технологій.

2.2 Основні напрями капіталовкладень в комплексі

Надзвичайно сприятлива кон'юнктура на світових ринках ідевальвація рубля створили хороші умови для інвестування в нафтовійкомплекс. Нафтові компанії збільшили капітальні витрати і за рахунок цьогозуміли збільшити обсяги виробництва.

У першому півріччі 2000 року капіталовкладення в нафтовидобуток виросли на
92%, в нафтопереробку на 85% (величезні темпи). За цей періодкапіталовкладення у промисловість в цілому зросли на 19%. Сталосяістотне збільшення інвестицій в основний капітал, як по галузі, такі по окремих нафтовим компаніям. Фактичні інвестиції перевищують навітьзвітні дані компаній (за оцінками авторитетних експертів - на 30%) взв'язку з широким використанням схем фінансування капіталовкладень,відображаються у звітності лише частково.

Компанії широко використовують механізми інвестування, при яких їхафілійовані структури, зареєстровані в російських офшорних зонах,купують нафтове обладнання, а потім здають його в оренду нафтовидобувнимпідприємствам, що входять в структуру компаній. Вказані структури за родомдіяльності можуть не відноситься до нафтовидобувної галузі. Відповідноїх операції із закупівлі обладнання не будуть відображатися статистикою якінвестиції в основний капітал в нафтовидобутку.

Слід підкреслити, що російські ВІНК, маючи на своєму балансі вдвічібільший обсяг запасів, у порівнянні з великими світовими компаніямизабезпечують вдвічі меншу видобуток нафти. Можна стверджувати, що проблемазаповнення запасів не є найактуальнішою в найближчі 5-10 років.
Причому показник комплексно-економічної оцінки якості запасівзначно перевищує відповідні показники в США і Канаді, хоча інижче, ніж у багатьох нафтовидобувних країнах. Характеризуючи якість запасівпромислових категорій, слід зазначити, що близько 75% запасівзосереджено на розроблюваних родовищах, що мають інфраструктуру.

Слід нагадати, що нинішні запаси нафтових компаній готувалисяще в радянський період і були розраховані на обсяги видобутку нафти до 580млн.т. Тобто приблизно 35-40% наявних запасів потребуєзалучення в активну розробку, а на сьогодні це заморожені капітальнівкладення, зроблені в попередній період. У зв'язку з цим обгрунтованим єповедінка нафтових компаній з низькими обсягами геологорозвідувальних робіт.
Коли в наявності є ефективні розробляються запаси і єможливість придбання ліцензій або активів з доведеними запасами побільш низькою ціною, тільки існування податку у вигляді відрахувань нагеологорозвідувальні роботи змушує нафтові компанії здійснюватирозвідувальне буріння або під її виглядом показувати експлуатаційне буріння.
Ніде в світі (крім Казахстану) не існує податку такого типу, а у насефективність використання федеральних і регіональних засобів нагеологорозвідувальні роботи на нафту близькі до нуля. У зв'язку з цимпершочерговим завданням має бути скасування цього податку, так як цейцільовий фонд не використовується за призначенням. Крім того, всуперечшироко поширеною думкою, вкладення в геологорозвідку в нафтовомукомплексі не є нині першочерговими.

Зупинимося на питанні визначення найбільш нагальних напрямківвкладень в основний капітал у нафтовому комплексі.

Дослідження західних експертів зосереджені на нафтовидобувноїгалузі, залишаючи осторонь найважливіші підсистеми переробки нафти інафтопродуктозабезпечення. Зокрема дослідницька група «Маккінзі»аргументує, що саме нафтовидобуток є ключовою сировинної галуззю,що грає особливо важливу роль в російській економіці. Дійсно, розвитокв Росії сировинних галузей дуже важливо для країн ОЕСР, а для самої Росії вданий час більш важливо розвиток нафтопереробки і забезпеченняякісними нафтопродуктами потреби зростаючої економіки [5].

У дослідженні розглядаються варіанти зростання нафтовидобутку до 372млн.т. і 571 млн. т. на рік до 2009 р., при цьому щорічні інвестиціїстановлять від 15 до 35 млрд. дол, обсяг експорту нафти досягає 174-372млн. т., а частка прямих іноземних інвестицій доходить до 40%. Висока часткапрямих іноземних інвестицій зв'язується зі сприятливим інвестиційнимкліматом, а конкретно до законодавства угоди про розподіл продукції.
Відповідно основна частка видобутої нафти в перші 10-15 років будевивезена за кордон у вигляді витратної (компенсаційної) продукції.

Головним недоліком підходом «Маккінзі» є однобоке розгляднафтового комплексу Росії як потенційного сировинного придатка. Тобтозавдання дослідження сконцентровані на задоволенні потреб Заходув сирої нафти. Зовсім не розглядаються задачі визначення пріоритетівінвестицій, забезпечення внутрішнього попиту при мінімальному споживаннінафти, створення прозорого внутрішнього ринку нефтересурсов, мобілізаціївнутрішніх ресурсів для розвитку нафтового комплексу Росії.

Виходячи з аналізу стану основних виробничих фондів,значні вкладення повинні бути зроблені в нафтопереробнупромисловість. За оцінками ТЕНІ один карбованець, вкладений в нафтопереробку,по ефективності дорівнює 2-3 рублі інвестицій в нафтовидобуток. Поглибленняпереробки дозволить забезпечувати потреби народного господарства применшому обсязі споживаної нафти.

2.3 Джерела інвестицій

Переходячи до аналізу джерел інвестицій у нафтовий комплекс відзначимо,що в 1999 році власні кошти компаній склали 77% загального обсягуінвестицій в галузь. За даними офіційної звітності, загальний обсяг прибуткунафтового сектору в 1999 році збільшився до 139,2 млрд. руб. (у валютномуеквіваленті - 5,7 млрд. дол), проти 19,5 млрд. руб. за підсумками 1998 р.
(2,0 млрд. дол). У 2000 р. під впливом зростання світових цінйого фінансові показники продовжували поліпшуватися: за підсумками I-ого півріччяприбуток нафтового комплексу вже досягла 140,3 млрд. руб. (4,94 млрд.дол), а з розрахунку на рік цей показник досягне 9 млрд. дол

Амортизаційні відрахування становлять незначну частину власнихкоштів. За розрахунками ТЕНІ зараз амортизація становить менше
4% від товарної продукції при оцінці товарної продукції за трансфертнимицінами і менше 1,5% при використанні ринкових цін. Головна причина цього --старі, що виробили термін служби, зношені основні фонди, на які вжене можна нараховувати амортизацію.

У силу специфіки нафтовидобувної галузі, ніякі повноцінніамортизаційні відрахування не можуть компенсувати скорочення активівокремих підприємств і галузі в цілому, оскільки в якості основногоактиву виступає право на розробку надр. Постановка прав на експлуатаціюзапасів на баланси нафтових компаній призвела б до істотного збільшенняостанніх, що сприяло б зростанню їх капіталізації на фондових ринкахі відкривало нові можливості для залучення коштів.

2.4 трансфертного ціноутворення та рентний дохід від видобутку нафти

Одними з найбільш дискутованих сьогодні питань є наступні:в Чи достатньою мірою держава оподатковує доходи від видобутку нафти, іяка частка рентних прибутків залишається у розпорядженні підприємств.
Певну проблему за такої оцінки представляє широке використаннятрансфертного ціноутворення, в результаті якого ціна нафти, якавикористовується для визначення бухгалтерського фінансового результату,виявляється відмінною від так званої справедливої "ринкової" ціни нафти.

Що таке «справедливі» ціни за відсутності ринкових котирувань?
Чи можлива в принципі така постановка питання? А якщо можлива, то якпоєднати об'єктивно різні уявлення про справедливість у різнихсуб'єктів господарювання?

Скажімо, справедливість для Заходу бачиться як орієнтація на світовіціни. Це, звичайно, дуже ліберально, але це означає поставити хрест наросійської промисловості і стати енергетичним придатком для розвиненихекономік.

Справедливість для держави - зафіксувати певний базовий рівеньцін на нафту, а все що «звалюється» на них понад цього рівня - відбиратиу вигляді податків. Всі механізми розрахунку «ринкових» цін націлені саме навилучення надприбутку.

Нарешті, справедливість для компаній. Деякі компанії намагаютьсязастосовувати трансфертні ціни як своєрідного економічногоінструменту, і це розумно: планомірна динаміка внутрішньокорпоративних цінвикористовується як якогось нормативу, відповідність якомузабезпечує для НГВУ всі необхідні доходи, а «зашкаліваніе» за нормативвимагає заходів з економії витрат. Це об'єктивно веде до зменшеннястабілізації витрат у ВІНК, та й в економіці в цілому. Прибуток же відзростаючих світових цін, вважають в компаніях, ділитися не слід: по-перше,якщо раптом ціни впадуть, держава не будуть дотувати компанії, а по -друге, компанії більш ефективно інвестують одержувані додатковікошти, ніж їх витрачає держава.

Наша економіка не готова до сприйняття світових цін - занадтонеконкурентною вона тоді знайдеться. Певний протекціонізм Росії простонеобхідний. Крім того, в даний час трансфертні ціни, що використовуютьсябільшістю компаній, практично збігаються з розрахунковими «бензиновими» --трансфертні, в основному, коливаються в межах 1200-1350 грн. за тонну,
«Бензинова» становить 1225 руб. за тонну нафти. Це збіг вказуєна реальний стан справ з ціною.

Нарешті, необхідно відзначити, що витрати компаній, вироблені зприбутку, не складаються тільки з капітальних вкладень, поточних дивідендів іренти, що підлягає вилученню. Зокрема, необхідно ще поповнювати страховіі соціальні фонди і покривати збитки минулих років.

Іншою проблемою є структура рентного доходу, що витягуєтьсядержавою від видобутку нафти. В поточний момент, використовуються два механізмивилучення рентного доходу. Перший грунтується на валовий оцінки нафтовогосировини і включає роялті та відрахування на ВМСБ. Інший механізм полягає вадміністративне призначення вилучають надприбуток податків: акцизу,що стягується з усього обсягу нафти, що видобувається, і вивізного мита,що стягується з експортованої нафти.

При цьому величина рентного доходу ніяк не залежить від індивідуальноїприбутковості конкретних проектів з розробки родовищ і витягуєтільки абсолютну, але не диференціальну ренту. Природно, що цестворює проблеми як з точки зору найбільш повного вилучення рентидержавою, так і з точки зору можливості реалізації високовитратнихпроектів у видобутку нафти.

Не дивлячись на дуже високу середню прибутковість видобутку нафтинебажаним є підвищення частки держави в рентного доходу шляхомзбільшення ставок наявних податків, заснованих на валових показниках, ане показник ефективності. По-перше, очевидно, що при цьому все більшекількість високовитратних проектів виявиться нерентабельними. По-друге,з огляду на те, що основним джерелом надприбутків є низький курс рубляу реальному виразі (який, зауважимо, зараз швидко зростає), прибутковістьпроектів, що використовують імпортне високотехнологічне обладнання набагатонижче, ніж проектів, які не потребують такого устаткування. По-третє, длянезалежних виробників нафти, що не входять до ВІНК, відсутняможливість отримання доходу при реалізації нафтопродуктів і, такимчином, вони знаходяться в більш складних економічних умовах, порівняноз ВІНК.

2.5 Напрями реформування оподаткування нафтового комплексу

що Склалося становище в податковій сфері не сприяє сприятливомуінвестиційному клімату і є однією з причин того, що навіть у періодсприятливої економічної кон'юнктури в нафтовому комплексі спостерігаєтьсявідтік інвестицій. Ось ключові напрями реформування чинноїподаткової системи.

1. Акциз на нафту і вивізне мито на нафту в їхсьогоднішньому вигляді мають бути скасовані. Як альтернатива повинен бутивведений податок на надприбуток, який одночасно повинен задовольнятинаступним вимогам:
- Забезпечувати різний рівень оподаткування в залежності від кінцевоїціни реалізації;
- Забезпечувати справедливий розділ надприбутки від видобутку нафти міждержавою і підприємствами;
- Обчислюватися з прозорого алгоритму, що забезпечує?? ит стабільність іпередбачуваність податкових умов;
- Враховувати в необхідних випадках індивідуальні особливостірозроблюваних родовищ, при цьому не створюючи надмірних стимулів длязавищення витрат.

У результаті пропонований податок на надприбуток, виконуючи якфіскальну, так і регулюючу функції акцизу на нафту і вивізногомита, буде сприяти створенню сприятливогоінвестиційного клімату в російському нафтовому комплексі.

2. Ефективність введення податку на надприбуток може бути забезпеченатільки у випадку вирішення проблеми трансфертних цін. Для вироблення підходів доїї вирішення необхідний всебічний аналіз існуючого стану справ усфері формування цін на сиру нафту і багатою міжнародної практикивирішення подібних проблем.

Найбільш простим з технічної точки рішенням є прив'язкавнутрішніх цін на нафту до світових. Але це зробить ціни на нафтопродуктипрактично недоступними для більшості російських споживачів. По -перше, існують значна різниця між паритетом купівельноїздібності і комерційними курсами долара і європейських валют (урезультаті, російський покупець платить за товари, які продаються за світовимицінами, у три-чотири рази більше, ніж за "внутрішньоросійські"). По-друге,низька ефективність переробки призведе до того, що ціни на нафтопродуктивиявляться навіть вище світових. По-третє, висока енергоємність російськоїекономіки не дозволяє перейти до світових цін без обвального падіннявиробництва, а підвищення ефективності споживання енергії вимагаєвеличезних інвестицій.

У ситуації, що склалася найбільш доцільним видаєтьсявстановити мінімальну ціну нафти для оподаткування виходячи з вартостікошика нафтопродуктів за вирахуванням вартості переробки і нормативурентабельності (див. вище). Це забезпечить наближення що застосовуються компаніямицін до "справедливим" ринковими цінами.

Необхідно забезпечити симетричність у відносинах податкових органів іпідприємств. Мається на увазі, що не тільки податкові органи мають праводонарахувати податки у разі, якщо, на їхню думку, що застосовуються при продажахціни нижче ринкових, а й ВІНК повинні мати можливість за допомогоюофіційної методики розрахувати, які ціни необхідно застосовувати приопераціях з продажу нафти усередині ВІНК, щоб надалі ці ціни не моглибути визнані податковими органами заниженими.

3. Ставка відрахувань на ВМСБ (10% - для нафти) повинна бути абоскасовано, або знижена до такого рівня, щоб величина відрахуваньвиявилася достатньою для фінансування фундаментальних і общерегіональнихдосліджень. При цьому введення цього податку доцільно лише в томувипадку, якщо витрачання бюджетних коштів буде здійснюватися строго наці цілі.

Пропоновані зміни оподаткування нафтового комплексу могли бпризвести до істотного поліпшення умов господарювання для нафтовихкомпаній. Однак важко припустити, що в сучасних умовахдержава піде на скасування т