Конкурентоспособность НК ЮКОС на мировом рынке

        ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Конкурентоспособность НК

 ЮКОС на мировом  рынке

СОДЕРЖАНИЕ

ВСТУПЛЕНИЕ          3

ГЛАВА 1.  ТЕНДЕНЦИИ СОВРЕМЕННОГО МИРОВОГО

РЫНКА НЕФТИ         6

1. Современный мировой рынок нефти     6
2. Состояние нефтяного комплекса России и его проблемы  6

ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ

«ЮКОС»            24

2.1. История формирования  компании      24

2.2. Финансово-экономический  потенциал и стратегия компании  30

ГЛАВА 3. КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТЬ НК "ЮКОС" НА

 МИРОВЫХ  РЫНКАХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ    46

3.1. Стратегия развития  конкурентоспособности НК "ЮКОС"  46

3.2. Развитие конкурентоспособной  экспортной стратегии    

НК "ЮКОС"          48

3.3. Социальный менеджмент  компании как фактор

 конкурентоспособности        56

ЗАКЛЮЧЕНИЕ          60

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ        62

ПРИЛОЖЕНИЕ 1         71

ПРИЛОЖЕНИЕ 2         72

ПРИЛОЖЕНИЕ 3         73

ВВЕДЕНИЕ

Возрождение российской экономики в огромной мере зависит  от эффективности функционирования крупных промышленных, в том числе нефтяных компаний. Это подтверждает мировая практика и об этом свидетельствует опыт становления и развития крупнейшей нефтяной компании России - ОАО "ЮКОС". На сегодняшний день ОАО "ЮКОС" - один из ведущих нефтяных холдингов России, наряду с "ЛУКОЙЛом" и "Сургутнефтегазом" входящий в тройку лидеров по объемам нефтедобычи. "ЮКОС" владеет контрольными пакетами акций 22 крупных предприятий топливной промышленности РФ. Наиболее значительными из них являются "Юганскнефтегаз", "Самаранефтегаз" и три нефтеперерабатывающих завода в Самарской области. Всего "ЮКОС" участвует в капитале 250 фирм, занимающихся в основном нефтехимией и торговлей продукцией нефтегазовой отрасли.

Высокий уровень конкурентоспособности  НК «ЮКОС» обуславливается тем, что он является одним из лидеров российской нефтяной промышленности по показателям операционных издержек и стоимости разработки месторождений, производственной эффективности, роста добычи и результативности капитальных вложений. НК «ЮКОС» входит в число наиболее технически передовых нефтедобывающих компаний России. Его предприятия применяют современные методы управления запасами и работают с международными специализированными сервисными фирмами - это способствует тому, что «ЮКОС» является одним из лидеров в российском нефтяном секторе по эффективности затрат и капиталовложений.

Высокие финансово-экономические показатели деятельности НК «ЮКОС» на российском рынке предполагает также его заинтересованность в распространении своего влияния и на важнейшие мировые рынки нефти. Как показывает проведенное дипломное исследование, в последние пять лет руководство компании все активнее стремится выходить на мировые рынки энергосырья ради чего оно совершенствует менеджмент компании, заключает важнейшие международные договоры о транспортировке, переработки нефти с нефтяными компаниями других стран.

Объектом дипломной  работы является совокупность принципов, критериев и методов, обеспечивающих конкурентоспособность и эффективное развитие нефтяной компании «ЮКОС» на мировом рынке.

Предмет дипломной  работы - принципы, методы и инструменты формирования стратегии конкурентоспособности на мировом рынке нефтяной компании «ЮКОС». Такая стратегия должна определить долгосрочное взаимосвязанное развитие ресурсно-производственного потенциала улучшение финансовых результатов и обеспечение экологической безопасности. Это означает, что долгосрочное и стабильное увеличение прибыли, как критерий успеха в условиях рыночной экономики, должно иметь прочную, постоянно укрепляемую ресурсно-производственную основу придающую росту финансовых результатов деятельности нефтяной компании «ЮКОС».

Цель дипломной работы состоит в характеристике принципов и условий конкурентоспособности компании «ЮКОС» на мировом рынке с позиций долгосрочной перспективы на базе обобщения практической деятельности в области организации, становления и начальных этапов развития нефтяной компании России ОАО «ЮКОС»", теоретических основ и методологии формирования и реализации стратегических проблем организационно-экономического развития компании в переходном периоде. Достижение поставленной цели вызывает необходимость решения следующих взаимосвязанных задач:

• Сформулировать проблему конкурентоспособности нефтяной компании «ЮКОС»;
• Исследовать процесс становления и этапы развития российской нефтяной компании «ЮКОС»;
• Сформулировать критерии, определить факторы и условия конкурентоспособности нефтяной компании «ЮКОС»;
• Выявить характерные черты конкурентоспособности и эффективного развития международных нефтяных корпораций и дать рекомендации адаптированного использования их опыта;
• Исследовать процесс преобразований в мировом энергетическом секторе, выявить роль новых нефтяных компаний в условиях трансформации мирового рынка энергоресурсов и определить стратегические направления в глобализации бизнеса крупных нефтяных компаний;
• Исследовать конкурентоспособность нефтяной компании «ЮКОС» и определить особенности маркетинговой стратегии компании на рынках.

ГЛАВА 1.  ТЕНДЕНЦИИ СОВРЕМЕННОГО МИРОВОГО РЫНКА НЕФТИ

1.1. Современный мировой рынок нефти

Мировые доказанные запасы нефти на начало 2003 г., по оценкам «Oil&Gas Journa»l, составляли около 1033 млрд. баррелей. Значительная часть этих запасов (77.5%) приходится на 11 стран - членов ОПЕК. Из производителей, не входящих в нефтяной картель, крупнейшими запасами обладают Россия и Мексика, на долю которых приходится соответственно 4.7% и 4.6% всех запасов. Распределение запасов сырой нефти во многом определяет распределение ее добычи. На долю членов ОПЕК приходится около 42% мировой добычи, Россия добывает около 9.4% всей нефти, уступая лишь Саудовской Аравии¹.

Большая часть мирового потребления нефтепродуктов – порядка 55% - приходится на страны, входящие в  Организацию экономического сотрудничества и развития (ОЭСР). При этом более  четверти всего спроса приходится на США, 20% на государства Западной Европы, 7,5% - на Японию и 5-6% - на страны бывшего СССР².

Мировой спрос на нефть неуклонно  растет, хотя в США и Западной Европе уровень потребления нефти  за последние 20 лет практически не изменился. Так, продолжающийся почти 10 лет экономический рост в странах ОЭСР сопровождался приростом спроса в среднем на 1% в год (за исключением Мексики - 2,3% в год). Прирост мирового потребления обусловлен высокими темпами роста в странах Азии, Африки, Южной Америки и Ближнего Востока. Спрос на нефть на Ближнем Востоке, в Африке, Центральной и Южной Америке увеличивался примерно на 2% ежегодно. Наиболее быстро растет потребление нефти в развивающихся странах Азии – не членах ОЭСР – более 4% в год³. Спад темпов роста спроса в этом регионе наблюдался в 1998 году из-за последствий экономического кризиса. В странах Восточной Европы и бывшего СССР за десятилетний период спрос на нефть упал почти в два раза. В среднем ежегодный прирост добычи и потребления нефти за последние 20 лет составлял около 1.9%⁴.

Для цен на нефть характерна высокая волатильность как на коротких, так и на длинных временных  интервалах. В связи с этим для  адекватного оценивания нефтяных компаний важно четко представлять себе механизм ценообразования на нефтяном рынке. Характерной особенностью нефтяного рынка является фактическое отсутствие спот цен. Все контракты по физической поставке нефти по своей сути являются срочными. Так, цены, определяемые специализированными агентствами (вроде «Platt’s» и «Petroleum Argus»), вычисляются на основе опросов трейдеров по сделкам с 5-15-дневными форвардами⁵. Экспертные оценки различных агентств могут существенно различаться, однако они более объективно отражают текущий баланс спроса и предложения, чем биржевые фьючерсные котировки. В целом, однако, биржевые котировки ближайших к исполнению фьючерсов сильно коррелируют с ценами реальных сделок (в дальнейшем называем их текущими ценами), а поскольку информация по ним общедоступна, их часто используют в научных исследованиях.

Нефтяные биржи играют весьма важную роль в ценообразовании  на нефтяном рынке, поскольку они  через механизм арбитража оказывают  определяющее влияние на рынок реальных сделок. В первую очередь это связано  с большими объемами биржевых торгов. Так, на Лондонской нефтяной бирже (LIPE) за один день заключается в среднем около 50 тыс. фьючерсных контрактов по смеси «Брент», что соответствует 75% всего мирового производства нефти, а на Нью-Йоркской - 90 тыс. фьючерсных контрактов по смеси WTI (135% всей добычи). При этом реальная поставка нефти по биржевым контрактам происходит редко и составляет около 4% от всего объема торгов⁶.

Согласно исследованию, проведенному Дэвидом Хошалтером по 100 нефтегазовым компаниям, в период 1992-94 гг. они хеджировали в среднем от 14% до 17% своего производства. При этом половина компаний не хеджировалась вовсе, а остальные хеджировали около 30% добычи. Из хеджеров лишь 37% использовали фьючерсы и форварды. Известно также, что объемы торгов резко падают при относительно стабильных ценах. Вышесказанное означает, что на нефтяных биржах доминируют спекулянты, продающие «виртуальные» баррели⁷. Следствием этого является то, что на биржевые цены влияют не только фундаментальные факторы, но и различного рода информационные шумы.

Фундаментальным фактором, определяющим текущие цены на нефть, является соотношение спроса и предложения. На практике краткосрочный текущий  баланс спроса и предложения оценивается  рынком по изменению уровня промышленных запасов нефти, публикуемых в  еженедельных бюллетенях «American Petroleum Institute» и «Energy Information Administration». Так, сокращение запасов обычно приводит к росту цен, а увеличение – к их падению. Любая информация, которая может повлиять на текущий и будущий баланс нефти, воспринимается биржевыми трейдерами крайне нервно. Сигналы со стороны ОПЕК, экономические шоки, а также изменение запасов, временное закрытие нефтетерминалов или резкие изменения погоды зачастую приводят к ежедневным колебаниям цен на уровне до 5%. Сильные краткосрочные (дневные и недельные) колебания приводят к тому, что при рассмотрении более длинных интервалов - квартальных и годовых - связь между ценой на нефть и балансом спроса и предложения размывается⁸

На месячных и квартальных  временных интервалах цены на нефть имеют ярко выраженную сезонную компоненту, что связано с колебаниями спроса. Разница между максимальным потреблением нефтепродуктов странами ОЭСР (декабрь, февраль) и минимальным (май) составляет около 4 млн барр./сут. В долгосрочной перспективе цены на сырую нефть стремятся к некоторой среднемировой себестоимости добычи. Ее динамику, с одной стороны, определяют инфляция и истощение ресурсной базы (приводит к росту издержек), а с другой – различные технологические усовершенствования (уменьшают издержки)⁹. Это, в частности, приводит к тому, что приведение номинальных цен к «реальным» путем простого дефлирования является не вполне корректной операцией.

ОПЕК, контролирующая около 78% мировых запасов и 42% добычи сырой  нефти, является важнейшим игроком  на мировом рынке нефти. Потенциал ОПЕК определяется уникальными характеристиками запасов. Так, себестоимость добычи одного барреля нефти в странах Персидского залива составляет всего 0.5-2 долл. Это, а также высокий дебет скважин позволяют нефтяному картелю достаточно быстро и с небольшими затратами менять уровень производства. На сегодняшний день неиспользуемые мощности ОПЕК по добыче составляют около 2.84 млн барр./сут., из которых 1.95 млн барр./сут. приходятся на Саудовскую Аравию, 260 тыс. барр./сут. – на Кувейт и 120 тыс. барр./сут. – на ОАЭ¹⁰. Между тем, даже небольшие относительные изменения добычи – всего на 1-2% от мирового уровня - существенно нарушают баланс спроса и предложения. Так, увеличение экспортных квот на 500 тыс. барр./сут. при неизменном уровне потребления приводит к накоплению 183 млн баррелей промышленных запасов нефти всего за один год. В то же время, средний спрос на нефть гораздо более инерционен¹¹. В частности, как показывают многочисленные исследования, потребление нефти крайне неэластично по отношению к цене на временных интервалах менее одного года.

В 1972 г., незадолго до первого нефтяного кризиса, на долю государственных нефтяных компаний приходилось всего 6% мирового производства, тогда как доля американских компаний составляла около 49%. В том числе на долю Exxon приходилось 11% мировой добычи нефти, Mobil – 5%, а Amoco добывала около 2%. Сегодня ситуация в корне изменилась. Доля Aramco, Pemex, Petroleos de Venezuela и других государственных компаний выросла до 52%, а американских упала до 11%. Соответственно доля Exxon теперь составляет лишь 2%, а Mobil и Amoco – по 1%¹².

Крупнейшие частные  корпорации стремительно уступают свои позиции также в сфере нефтепереработки и сбыта нефтепродуктов. Глобализация мировой экономики привела к экспансии государственных нефтегазовых компаний на самые перспективные рынки. К примеру, корпорация Citgo, целиком принадлежащая национальной компании Венесуэлы PdVSA, владеет сегодня самой широкой сетью заправочных станций в США. Вдобавок к увеличению влияния государственных компаний значительно усилилась конкуренция в области нефтепереработки и сбыта нефтепродуктов со стороны появившихся в больших количествах мелких, но зато очень эффективных производителей в Европе и США.

В 1998 году цены на нефть  упали более чем на 30%, достигнув минимальной, с учетом инфляции, отметки за последние 25 лет. Падение цен на нефть в первую очередь сказывается на объеме капитальных вложений в разведку и разработку новых месторождений. Между тем, основные активы крупнейших нефтяных компаний являются уже в значительной степени выработанными, что приводит к сильному ежегодному падению уровня производства. Так, на Аляске, самом богатом запасами нефти штате США, добыча нефти упала с 2.1 млн. барр./сут. в 1988 году до 1.2 млн. барр./сут. в 1998-м¹³. Кроме того, добыча нефти на большинстве месторождений вне Персидского залива становится нерентабельной при уровне цен 10 долларов за баррель. В то же время государственные компании существенно превосходят частные корпорации по объему запасов и имеют преимущество чрезвычайно низкой себестоимости добычи углеводородов. Например, себестоимость добычи одного барреля нефти Саудовской национальной компании Aramco, крупнейшего производителя в мире и обладающей четвертью мировых доказанных запасов, составляет менее 2 долларов. Компания PdVSA обладает доказанными запасами 72.6 млрд. баррелей нефти и 143 трлн. кубических футов газа. Для сравнения: запасы группы RD/Shell оцениваются в 9.7 млрд. баррелей нефти и 56 трлн. кубических футов газа¹⁴.

Одним из наиболее дешевых способов замещения запасов и усиления конкурентоспособности является слияние компаний. Как правило, массовые слияния происходят в периоды экономического подъема. Однако в данном случае именно неблагоприятная конъюнктура на мировом рынке нефти вызвала волну мега-слияний. При низких ценах объединение компаний является чуть ли не необходимым условием выживания. Слияния позволяет компаниям выдерживать конкуренцию не только со стороны более крупных государственных, но и более мелких производителей. Несмотря на противодействие антимонопольных комитетов, крупным компаниям легче будет контролировать важнейшие нефтяные месторождения и рынки сбыта нефтепродуктов путем тайного сговора или открыто, с помощью создания альянсов. Так, все три гиганта сотрудничают между собой в США и Европе через различные совместные предприятия¹⁵.

В августе 1998 года, когда  цена на смесь Brent опустилась до 11 долларов за баррель, BP и Amoco объявили о создании компании, образующей вместе с Exxon и RD/Shell «суперлигу», значительно оторвавшуюся по большинству производственных и финансовых показателей от всех остальных негосударственных компаний. Крупнейшее за всю историю нефтегазовой отрасли слияние состоялось всего за 140 дней¹⁶.

При удачном стечении обстоятельств слияние компаний может привести к синергическому эффекту, то есть когда две компании вместе стоят больше, чем их сумма по отдельности. Источниками синергии могут быть увеличение объема продаж, сокращение издержек, уменьшение налогового бремени, удешевление цены заимствования и стоимости капитала. Однако многочисленные исследования показывают, что последствия слияний далеко не однозначны. Как правило, заметную выгоду при объединении компаний получают лишь акционеры поглощаемой компании, поскольку по условиям сделки они получают премию. При дружественном слиянии премия может составлять около 25% к рыночной стоимости меньшей компании, а при враждебном поглощении еще больше. С другой стороны, не обнаружено достоверных доказательств того, что акционеры поглощающей компании выигрывают от объединения. На практике слияния, в первую очередь, сопровождаются сокращением издержек за счет избавления от неэффективных структур и сокращения численности персонала¹⁷.

Интересно, что при  обсуждении условий слияний во всех вышеприведенных примерах в качестве главной оценки стоимости компаний учитывалась их рыночная капитализация. При этом размер премии акционерам поглощаемой компании, составляющей, как правило, 20-30%, основывается не на точном расчете, а на общепринятом понятии компенсации. Вообще говоря, вычисление синергического эффекта может быть осуществлено только на основе фундаментальной оценки стоимости компаний до и после объединения. Поэтому неудивительно, что определить реальный эффект от слияний бывает чрезвычайно трудно, а подчас и вовсе невозможно.

В условиях неразвитого  фондового рынка, как это имеет  место в России, определение обменных коэффициентов при слияниях компаний только на основе котировок акций  необъективно, а для компаний, не являющихся публичными, и вовсе невозможно. Поэтому проблема оценивания фундаментальной стоимости и ее связи с рыночной капитализацией нефтяных компаний имеет очень важное значение.

2. Состояние нефтяного комплекса России и его проблемы

В современном нефтяном комплексе России работает 542 тыс. человек, из которых 416 тыс. заняты в нефтедобывающей промышленности, 118 тыс. -- в нефтеперерабатывающей. За последний год общая численность занятых в комплексе возросла на 3%. Нефтяной комплекс охватывает подготовку запасов, добычу, транспорт, переработку нефти и включает в себя 10 крупных вертикально - интегрированных компаний, добывающих 87,7% нефти, и 113 мелких компаний с объемом добычи 9,2%. Более 3% добычи нефтяного сырья осуществляет ОАО "Газпром"¹⁸. В составе компаний работают 28 нефтеперерабатывающих заводов суммарной мощностью 269 млн. т/год и загруженных на 57% (1999 г.); имеются 6 заводов по производству смазочных материалов и 2 завода переработки сланцев. Магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов осуществляют соответственно АК "Транснефть" и АК "Транснефтепродукт". Магистральные трубопроводы АК "Транснефть" перекачивают 99,3% добываемой в России нефти. Их протяженность – 48,5 тысяч километров – позволяют формировать трансконтинентальные потоки нефти¹⁹.

Нефтяные ресурсы составляют 31% производимых в России первичных энергоресурсов, 22% потребляемых российской экономикой и более 50% вывозимых.

Комплекс занимает достаточно заметное место в мировом хозяйстве. Разведанные запасы нефти Российской Федерации составляют более 12% от мировых. Соответствующий показатель по добыче -- 8,6 %²⁰.

Состояние основных производственных фондов (ОПФ) нефтяного комплекса  характеризуются большой долей  износа, а их технологический уровень  является отсталым. В целом, в нефтедобывающей  промышленности степень износа ОПФ  составляет около 55%, а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70% (Башнефть, Татнефть, ОНАКО, ТНК, Самаранефтегаз). По ряду нефтяных компаний выбытие ОПФ превышает их поступление (ЮКОС, Сиданко, ОНАКО, ВНК, Саратовнефтегаз). Износ основных фондов в нефтепереработке составляет 60%. Доля полностью изношенных основных фондов на которые не начисляется амортизация составила в нефтедобыче и нефтепереработке соответственно 22% и 39%. т.е. ситуация в нефтепереработке хуже, чем в нефтедобыче, в том числе с точки зрения экологической безопасности.

Следует констатировать, что нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется крайне низкой эффективностью и высокой техногенной опасностью. С 1991 года практически не вводилось  мощностей по переработке нефти, при том, что суммарная мощность вторичных процессов по отношению к мощности первичной переработки составляет 58%, в то время как в развитых странах этот показатель находится в интервале 1,5 – 3 раза. Причем рост доли вторичных процессов переработки на 8% по сравнению с 1991 годом произошел не за счет ввода новых мощностей, а за счет снижения избыточных мощностей первичной переработки²¹.

Сегодня глубина нефтепереработки находится в интервале 62-64%, средний  уровень изношенности оборудования составил более 80%, а срок службы превысил все возможные пределы (в основном, более 25 лет). Основной причиной этого является то, что финансирование нефтепереработки всегда осуществлялось по остаточному принципу и все ресурсы направлялись в нефтедобычу. В 1990-99 годах капитальные вложения в нефтепереработку составляли 3%-5% от вложений в нефтедобычу (к примеру в США этот показатель в последние десятилетия составляет 25-50%, а в 70-е годы в СССР - более 10%).

Что касается нефтедобычи, можно констатировать, что разработка нефтяных месторождений находится в сложном положении. Накоплен значительный фонд простаивающих скважин, нарушен баланс отбора жидкости и закачки воды, имеются большие потери попутного газа.

Нефтяные предприятия  не располагают современными техническими средствами для разработки трудноизвлекаемых запасов и эксплуатации месторождений, находящихся в поздней стадии, таких как бурение горизонтальных скважин оборудования для проведения глубокопроникающего гидроразрыва нефтяных пластов, осуществления химических методов воздействия на пласт и методов увеличения нефтеотдачи пластов. Основные фонды нефтепромыслов имеют большую изношенность и требуют своего обновления, прежде всего технологического оборудования и нефтепромысловых коммуникаций. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин за прошедшие 10 лет (с 1990 по 1999 гг.) изменился незначительно – с 138,7 тыс. шт. до 134.9 тыс. шт. Однако, при этом ввод новых скважин сократился более чем в 5 раз – с 12000 шт. до 2179 шт. в год²². Удельный вес неработающих скважин увеличился вдвое, более чем в 6 раз сократились масштабы эксплуатационного и разведочного бурения. В такой ситуации некоторый рост добычи нефти происходит путем увеличения отдачи от действующих скважин на основе использования традиционных технологий. По оценкам специалистов, в ближайшие годы, в связи ухудшением условий добычи, себестоимость нефти (без амортизационных затрат) может повыситься в среднем на 1 долл. за баррель²³.

Необыкновенно благоприятная  конъюнктура на мировых рынках и  девальвация рубля создали хорошие  условия для инвестирования в нефтяной комплекс. За последний год нефтяные компании увеличили капитальные затраты и за счет этого сумели не только стабилизировать объемы производства, но и увеличить их на 4%.

В первом полугодии 2000 года капитальные вложения в нефтедобычу выросли на 92%, в нефтепереработку на 85% (огромные темпы). За этот период капитальные вложения в промышленность в целом выросли на 19%. Произошло существенное увеличение инвестиций в основной капитал как по отрасли, так и по отдельным нефтяным компаниям. Причем фактические инвестиции превышают даже отчетные данные компаний (по оценкам авторитетных экспертов – на 30 %) в связи с широким использованием схем финансирования капитальных вложений, отражаемых в отчетности лишь частично²⁴.

Компании широко используют механизмы инвестирования, при которых их аффилированные структуры, зарегистрированные в российских офшорных зонах покупают нефтяное оборудование, а затем сдают его в аренду нефтедобывающим предприятиям, входящим в структуру компаний. Указанные аффилированные структуры по роду деятельности (отраженной в их уставных документах) могут не относится к нефтедобывающей отрасли (и скорей всего не относятся). Соответственно их операции по закупке оборудования не будут отражаться статистикой как инвестиции в основной капитал в нефтедобыче. Кстати, вследствие таких действий и величина основных фондов в нефтедобыче окажется заниженной, поскольку при аренде и лизинге оборудование может не ставится на баланс нефтедобывающего предприятия.

Рассматривая вопрос о целесообразных направлениях капитальных вложений в нефтяном секторе, следует подчеркнуть, что российские ВИНК, имея на своем балансе вдвое больший объем запасов, по сравнению с крупными мировыми компаниями обеспечивает вдвое меньшую добычу нефти. В этой связи, можно утверждать, что проблема восполнения запасов не является самой актуальной в ближайшие 5-10 лет (несмотря на то, что прирост запасов последние годы отстает от добычи). Причем показатель комплексно-экономической оценки качества запасов значительно превышает соответствующие показатели в США и Канаде, хотя и ниже чем во многих нефтедобывающих странах. Характеризуя качество запасов промышленных категорий следует отметить, что около 75% запасов сосредоточено на разрабатываемых месторождениях, имеющих инфраструктуру²⁵.

Следует напомнить, что  нынешние запасы нефтяных компаний готовились еще в советский период и были рассчитаны на объемы добычи нефти  в 580 млн.т. То есть приблизительно 35-40% имеющихся запасов нуждается  в вовлечении в активную разработку, а на сегодня это замороженные капитальные вложения, сделанные в предыдущий период. В этой связи обоснованным является поведение нефтяных компаний с низкими объемами геологоразведочных работ. Когда в наличии имеются эффективные разрабатываемые запасы и есть возможность приобретения лицензий или активов с доказанными запасами по более низкой цене, только существование налога в виде отчислений на геологоразведочные работы вынуждает нефтяные компании осуществлять разведочное бурение или под ее видом показывать эксплуатационное бурение²⁶. Нигде в мире (кроме Казахстана) не существует налога такого типа, а у нас эффективность использования федеральных и региональных средств на геологоразведочные работы на нефть близки к нулю. В этой связи первоочередной задачей должна быть отмена этого налога, так как этот целевой фонд не используется по назначению. Кроме того, вопреки распространенной точке зрения, вложения в геологоразведку в нефтяном комплексе не являются в настоящее время первоочередными.

Остановимся на вопросе  определения наиболее насущных направлений вложений в основной капитал в нефтяном комплексе. Исследования западных экспертов сосредоточены на нефтедобывающей отрасли, оставляя в стороне важнейшие подсистемы переработки нефти и нефтепродуктообеспечения. В частности исследовательская группа “Маккинзи” аргументирует, что именно нефтедобыча является ключевой сырьевой отраслью, играющей особо важную роль в российской экономике. Действительно, развитие в России сырьевых отраслей очень важно для стран ОЭСР, а для самой России в настоящее время более важно развитие нефтепереработки и обеспечение качественными нефтепродуктами потребности растущей экономики²⁷.

В исследовании рассматриваются  варианты роста нефтедобычи до 372 млн.т. и 571 млн. т. в год к 2009г. при  этом ежегодные инвестиции составляют от 15 до 35 млрд. долл., объем экспорта нефти достигает 174-372 млн.т., а доля прямых иностранных инвестиций доходит до 40%. Высокая доля прямых иностранных инвестиций связывается с благоприятным инвестиционным климатом, а конкретно с законодательством соглашения о разделе продукции. Соответственно основная доля добытой нефти в первые 10-15 лет будет вывезена за рубеж в виде затратной (компенсационной) продукции²⁸.

Главным изъяном подходом “Маккинзи” является однобокое рассмотрение нефтяного комплекса России как потенциального сырьевого придатка. Т.е. задачи исследования сконцентрированы на удовлетворении потребностей Запада в сырой нефти. Совершенно не рассматриваются задачи определения приоритетов инвестиций, обеспечения внутреннего спроса при минимальном потреблении нефти, создания прозрачного внутреннего рынка нефтересурсов, мобилизации внутренних ресурсов для развития нефтяного комплекса России.

Исходя из анализа  состояния основных производственных фондов значительные вложения должны быть сделаны в нефтеперерабатывающую промышленность. При этом физически и морально устаревшие установки должны выводится из эксплуатации, в частности некоторые нефтеперерабатывающие заводы эффективнее закрыть, чем реконструировать. В 1999г. при капитальных вложениях в объеме 5,5 млрд. руб. на текущий и капитальный ремонт израсходовано 3,7 млрд. руб. В таком соотношении таится угроза техногенных катастроф, ибо НПЗ несут в себе большую химическую, пожарную и экологическую опасность²⁹.

Если нефтяные компании по-прежнему не будут инвестировать в нефтепереработку, то обеспечение роста потребности в моторных топливах необходимо будет осуществлять за счет увеличения объемов, а не глубины переработки нефти. В этом случае сократится объем экспорта нефти и из валютной выручки нужно будет изъять 2,2 млн. долл. (по ценам нефти в июле 2000г.) ежегодно при благоприятном варианте развития экономики и повышенном спросе на моторное топливо. По оценкам ТЭНИ один рубль, вложенный в нефтепереработку, по эффективности равен 2-3 рублям инвестиций в нефтедобычу. Углубление переработки позволит обеспечивать потребности народного хозяйства при меньшем объеме потребляемой нефти³⁰.