Нефтяная промышленность россии в 90-е годы

В результате реформ вместо одного сверх-министерства в  российской нефтяной отрасли сегодня действуют 132 нефтяных компании, из которых 11 являются вертикально интегрированными. В 2001 г.  на ВИНК приходилось 88,2% добычи нефти в стране и 78,8% мощностей нефтепереработки. В результате, к концу 90-х в России сформировались три типа крупных нефтяных компаний. Одни из них оказались «ЮКОС», «Сибнефть», «ТНК», «Сиданко», которые стали составной частью финансово-промышленных групп. Учитывая, что нефть была наиболее ликвидным российским товаром на мировых рынках, они стали «дойными коровами» для их материнских ФПГ. Со времени продажи они пережили период масштабной реструктуризации, когда из них были выведены непрофильные активы, сокращался персонал и повышалась эффективность деятельности. Все это было сделано для того, чтобы как можно быстрее заработать деньги для инвестиций в другие отрасли — телекоммуникации, недвижимость, банки, нефтехимию и т.д. ЛУКойл и «Сургутнефтегаз», с момента основания возглавляемые Вагитом Алекперовым и Владимиром Богдановым соответственно, оказались под контролем высшего менеджмента, вышедшего из нефтяной отрасли, а не финансовых кругов, как в компаниях первого типа. Не входя в финансово-промышленные группы, обе компании создали вокруг себя целый ряд финансовых структур (пенсионные, инвестиционные фонды), в которые они направляли заработанные средства. Они иначе строили свои стратегии, и в меньшей степени подверглись реструктуризации. В то же время, они гораздо больше внимания уделили социальным программам — на сегодняшний день работники компаний и их «нефтяные города» (такие как, лукойловские Лангепас или Когалым) оказались наиболее социально защищенными в отрасли. Третья группа компаний включает в себя те, в которых государство по-прежнему играет важную роль в управлении. Среди них — почти на 100% государственная «Роснефть», российско-белорусская «Славнефть», и подконтрольные правительствам своих республик «Татнефть» и «Башнефть». Они все в меньшей степени были затронуты реструктуризацией (особенно по части своей эффективности), чем компании, находящиеся в частных руках. Лишь «Татнефть», которая в последние годы стала проявлять все большую активность за пределами Татарстана, начала движение в сторону более рыночной стратегии. По данным Госкомстата, в середине 2000 г. в России нефть добывали 132 компании, и только у 12 из них (11 вертикально интегрированных и Газпром) годовая добыча превышала 10 млн. т. (табл.2). Хотя в сфере нефтедобычи преобладают ВИК, в 2000 г. около 3% от общего объема добыли свыше 100 небольших независимых нефтяных компаний. К крупнейшим из независимых нефтедобывающих компаний относятся БелКамнефть (1,6 млн. т), Тебукнефть (1,0 млн. т) и РИТЕК (0,9 млн. т). Независимые добывающие компании увеличили свою долю в общей нефтедобыче с чуть более 2% в 1997 г. до более чем 3% в 2000 г. Доля совместных предприятий с иностранным участием в 2000 г. составила 6% суммарной добычи или 18,9 млн. т. Многие партнеры российских компаний, представляемые как “иностранные”, на самом деле — те же российские компании, но зарегистрированные за рубежом, что дает им возможность использовать специальные привилегии, гарантированные совместным предприятиям с иностранным участием. По примерной оценке, совместные предприятия с участием истинно иностранных компаний добыли в 1999 г. около 9 млн. т. нефти — менее половины общей добычи совместными предприятиями. Реальная роль российских участников совместных предприятий в последующем, вероятно, возрастет, так как некоторые из них выкупают доли в проектах их иностранных партнеров. В 1999 г. первая нефть была добыта в результате реализации двух соглашений о разделе продукции — в соответствии с проектом Сахалин-2 (компания Sakhalin Energy) и Харьяга (TotalFina-Elf/Norsk Hydro). При реализации первого проекта в 1999  г. добыли 143,5 тыс. т. нефти, второго — 72,3 тыс. т. В 2000 г. добыча возросла, соответственно, до 1672100 т. и 515480 т. 

Условия спроса на нефть в России и за рубежом. В 90-е годы объем переработки нефти в стране уменьшился на 45% до 163 млн. т. в 1998 г. В 1999-2000 гг. он несколько возрос, что можно объяснить главным образом воздействием административных ограничений на экспорт сырой нефти. Вследствие упрощенности схем или недостаточной “глубины переработки” на российских НПЗ необходимо было перерабатывать очень большие объемы нефти для удовлетворения растущего спроса на легкие нефтепродукты, что оставляло избыточные объемы тяжелых жидких топлив, которые обычно экспортируются. В период между 1990 г. и 1998 г. суммарное потребление нефтепродуктов снизилось более чем наполовину. С 1999 г. стабилизация экономики и административные ограничения экспорта нефти создали предпосылки для стабилизации потребления нефтепродуктов. Основная часть российского экспорта направляется на ближайшие рынки — в страны Европы и СНГ. 87% экспортируемой нефти идет лишь в пять стран — Германию, Францию, Италию, Испанию и Великобританию. Основные направления экспорта:

Балтика (порты Прибалтики и БТС);

Черное  море (Новороссийск, Туапсе, Одесса);

трубопровод Дружба (северная ветка — через  Белоруссию на Германию, южная ветка  — через Украину). 

«Смутное время » в нефтяной отрасли уже оказалось давно позади. После того, как были заработаны первоначальные капиталы, в российской нефтянке поняли, что для долгосрочного развития им требуется перемена стратегии. За прошедшее с начала реформ годы руководство нефтяных компаний научилось эффективно ими управлять. Еще в конце 90-х в штаб-квартирах ЮКОСа, ЛУКойла, «Сибнефти», ТНК задумались о корпоративном управлении и прозрачности, начав публиковать годовые отчеты на своих сайтах и переводя учет на международный стандарт US GAAP. Компании отказались от характерной для середины 90-х годов практики по уводу средств от налогов на банковские счета в оффшорных зонах и перестали притеснять миноритарных акционеров. Они ввели в состав совета директоров многочисленных иностранцев — как специалистов нефтяного бизнеса, так и инвесторов с мировым именем. Например, совсем недавно ЛУКойл объявил о вводе в совет директоров Марка Мобиуса, управляющего инвестиционным фондов Templeton. На Западе у него репутация финансового гуру. Основная причина перемен — в России много нефти и недостаточно финансовых ресурсов для освоения новых месторождений. Поэтому российские компании заинтересованы в увеличении своей инвестиционной привлекательности — так как их собственные средства позволяют лишь сохранять имеющуюся добычу, дальнейший рост возможен только в случае притока инвестиций. Круг источников инвестиций в российскую нефтянку довольно ограничен. Отечественная банковская система, до сих пор до конца не оправившаяся от августа 1998 года, не в состоянии дать нефтяникам то, в чем они заинтересованы — долгосрочные кредиты под низкие проценты. Поэтому нефтяникам остается обращаться либо к фондовому рынку, либо к иностранцам. Российский фондовый рынок, хотя и вырос в 2001 году на 221%, по-прежнему остается недокапитализирован. Если по запасам нефти, находящимся на балансе у нефтяных компаний, отечественные намного опережают западных конкурентов (например, резервы крупнейшей по запасам российской компании ЛУКойл на 15% больше запасов ExxonMobil, крупнейшей по запасам нефти западной компании), то по капитализации они заметно отстают. Так, если у British Petroleum капитализация составляет весьма приличные 177 млрд. долларов, то капитализация ЮКОСа в начале февраля составила лишь 14,3 млрд. Немногим меньше капитализации «Сургутнефтегаза» (13 млрд. долларов) и ЛУКойла — 11,9 млрд. 

На развитие нефтяной отрасли сегодня все  смотрят с оптимизмом. Так, глава ЮКОСа Михаил Ходорковский не так давно отметил: у России, по его мнению, вполне достаточно нефти, чтобы ее хватило до угасания спроса на этот вид топлива: «В России огромные нефтяные резервы. У нашей нефтяной компании резервы порядка тридцати лет. Но нефть - это тот товар, который будет нужен человечеству в сегодняшних объемах не всегда. По тем прогнозам, которые у нас есть, пика потребления нефти мировая экономика достигнет через 20 лет, а до 40 года будет происходить снижение потребления нефти и замещение ее другими видами топлива. На этот срок в России нефти более чем с избытком». Ведущая роль в нефтедобыче, впрочем, по-прежнему будет сохраняться за Западной Сибирью — там сконцентрировано 9,1 млрд. тонн промышленных запасов нефти. Существующая инфраструктура — нефтепроводы, линии электропередач, дороги, нефтяные города с квалифицированным персоналом сыграют свою роль в сохранении статуса Западной Сибири как важнейшей нефтяной провинции. Однако, ее ждет конкуренция. Как считают аналитики, во-первых, со стороны Тимано-Печорской провинции, располагающейся на территории Республики Коми и Ненецкого Автономного Округа. В ее недрах — 1 млрд тонн доказанных резервов и еще 1 млрд. тонн предполагаемых. По оценкам аналитиков, уровень добычи нефти в Коми и в Ненецком округе к 2005 году должен увеличиться вдвое и достигнуть 25 млн. тонн. Разработка ресурсов провинции во многом упирается в реализацию транспортного проекта ЛУКойла, который планирует создать систему, альтернативную государственной транспортной монополии «Транснефть». Уже в 2005 году через арктический порт Варандей на побережье Баренцева моря ЛУКойл планирует танкерами-ледоколами отправлять на экспорт до 5 млн. тонн нефти в год. В декабре 2001 года на верфи в Санкт-Петербурге был спущен четвертый из пяти танкеров-ледоколов, построенный по заказу нефтяной компании. Еще одним конкурентом Западной Сибири станет Восточносибирская нефтяная провинция. Сейчас разработка нефти на месторождениях Эвенкии, Иркутской области, Красноярского края и Якутии крайне мала, однако нефтяные компании уже развернули широкомасштабные инвестиции в разведку и разработку нефти в этом регионе. Первым на очереди месторождением является Юрубчено-Тахомский блок в южной Эвенкии. По оценке геологической компании Miller & Lentz, доказанные запасы нефти здесь составляют 700 млн. тонн нефти. Разработка этого и других месторождений, лицензиями на добычу которых владеют ЮКОС и «Сибнефть», к 2010 году должно поднять добычу нефти в Восточной Сибири с нынешних мизерных показателей до 25-30 миллионов тонн. Однако для этого потребуются серьезные инвестиции в инфраструктуру региона, где нет не только ниток нефтепроводов, но зачастую и обычных автомобильных дорог. В ближайшее десятилетие должна возрасти добыча нефти и в еще одном восточном регионе — на шельфе острова Сахалин. В 2010 году уровень добычи должен достигнуть 20-25 млн тонн, что в десять раз больше, чем сегодня. Реализация сахалинских проектов во многом облегчается тем, что здесь не требуется делать серьезных вложений в транспортную инфраструктуру: нефть добывается на платформах в Охотском море, где она сразу может грузиться на танкеры и отправляться на экспорт, преимущественно в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Благодаря развитию всех этих проектов, а также применению новых технологий добычи на старых месторождениях, Россия сможет сохранить свои позиции на мировом нефтяном рынке. Уровень нефтедобычи около 350-400 млн. тонн в год позволит стране экспортировать около 130-180 млн. тонн в год, что даже при довольно низких ценах обеспечит экономику России средствами для выплаты долгов и формирования бюджета.