5

Содержание

Введение

1 Анализ текущего состояния нефтегазового комплекса России и основных направлений его развития

1.1 Ретроспективный обзор произошедших в 2000-х годах отраслевых изменений и наметившихся тенденций

1.2 Анализ инвестиционной активности ВИНК и структуры капитальных вложений

2 Определение оптимальной модели организационной реструктуризации для обеспечения эффективной реализации инвестиционных проектов ОАО «Татнефть»

2.1 Особенности реструктуризации крупнейших вертикально-интегрированных нефтяных компаний России (на примере ОАО «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ»)

2.2 ОАО «Татнефть. Проект строительства «Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов»

2.3 Предлагаемая модель выделения структуры управления проектами ОАО «Татнефть» по типу управляющей инжиниринговой компании

3 Вертикально-интегрированные холдинги в нефтегазовом бизнесе

3.1 Виды вертикальной интеграции… Измерение степени вертикальной интеграции

3.2 Особенности стратегического управления вертикально интегрированными компаниями

3.3 Достоинства и недостатки вертикальной интеграции Вертикальная интеграция и бизнес-риски. Конкурентные преимущества ВИНК

Заключение

Список использованных источников и литературы

Приложение А Мультипроектная организационная структура

Приложение Б Бюджет расходов на содержание службы заказчика-застройщика ОАО "ТАНЕКО" на 2009 год

Введение

В начале XXI века Россия прочно занимает место крупнейшего в мире производителя и экспортера углеводородов: нефти, нефтепродуктов, конденсата, природного и углеводородного газов, как по энергетической ценности, так и в денежном выражении. Нефтегазовый комплекс (НГК) является важным элементом отечественной экономики, формирующим в последние годы 45 - 50% федерального бюджета, и глобальной системы энергообеспечения, на долю которого приходится свыше 16% производства углеводородов и около 10% всей первичной энергии в мире. Предприятия НГК дают более четверти объема производства промышленной продукции России, более трети всех налоговых платежей и других доходов в бюджетную систему, более половины поступлений страны от экспорта. Капитальные вложения в НГК за счет всех источников финансирования составляют около одной трети от общего объема инвестиций.

Вместе с тем, многие энергетические компании переживают сегодня довольно трудные времена. Согласно оценкам Международного энергетического агентства, сокращение инвестиций в нефтегазовый комплекс по итогам 2009 г. составило 21%. При этом основное снижение пришлось на международные нефтяные корпорации - они уменьшили свои инвестиции на 18%. Однако российские вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК) находятся в более выгодных условиях. Во-первых - они обладают огромными запасами. Во-вторых, экспортируемые нефть и газ пользуются устойчивым спросом на европейских рынках. Кроме того, российское правительство создает все новые механизмы стимулирования разработки восточносибирских месторождений [3, с. 7].

За минувшее десятилетие существенно вырос уровень использования производственных мощностей НПЗ: с 70% до 85% к концу периода. Однако данный показатель характеризует использование первичных мощностей переработки. Для структуры технологических мощностей большинства НГЗ характерны исторически сложившиеся диспропорции между возможностями первичной и вторичной переработки (со значительным креном в сторону первичной переработки). Именно отставание в развитии производственных мощностей для вторичных процессов является главной причиной невысокой глубины переработки в целом по отрасли. Если в передовых странах мира нормой считается глубина переработки 85--95%, то по России она находится на уровне 72%. Это средний показатель: более половины НПЗ работают с глубиной переработки 50--70%.

Мерой реагирования на такие корневые проблемы отрасли стало одобрение в 2009 году Правительством РФ «Энергетической стратегии страны на период до 2030 года», определившей долгосрочный курс развития энергетического сектора. Существенное повышение общей энергоэффективности экономики ожидается в период с 2015 по 2022 годы, при этом ожидается, что общие инвестиции в топливно-энергетический комплекс составят 2 трлн. долл. США (5,5 ВВП), из которых до 1,2 трлн. долл. США предполагается направить в наращивание добычи нефти и газа, а 572 - 888 млрд. долл. США в энергогенерацию и сетевое хозяйство [26, с. 11-12].

Очевидно, что принятие Энергетической Стратегии страны-2030 потребует формирования и корректировки широкого комплекса смежных документов - региональных энергетических стратегий, генеральных схем развития отдельных отраслей ТЭК, планов геологического изучения недр субъектов РФ.

Так, объем финансирования программы развития нефтегазохимического комплекса Республики Татарстан на 2010-2014 годы составляет 800 миллиардов рублей, в том числе 615 миллиардов рублей - в виде производственно-технических инвестиций. Это третья программа развития нефтегазохимического комплекса, принимаемая в Татарстане, две предыдущие были реализованы успешно.

Реализовать программу предполагается в два этапа: 2010-2011 годы - как этап стабилизации и восстановления, 2012-2014 годы - как этап развития. Приоритеты программы - повышение переработки нефти в республике и повышение качества нефтепродуктов.

Безусловно, реализация Энергетической Стратегии-2030 скажется и на параметрах инвестиционных программ и крупных проектов компаний НГК, потребует масштабного развёртывания организационных и управленческих усилий, повышения эффективности бизнеса за счет проведения мероприятий по адаптации и реструктуризации структур компаний в ходе реализации крупных капиталоемких проектов.

Проблемам исследования современного состояния нефтеперерабатывающих предприятий в настоящее время уделяется значительное внимание в работах: В.М. Капустина, В.А. Хавкина, Р.Г. Галиева, Л.А. Гуляева, И.А.Пугачева, А.М. Хавкина, В.А.Рябова, Б.Б. Жаркова, А.Н. Шакуна и др.

Результаты исследований, прогнозы, анализы деятельности нефтеперерабатывающих предприятий, перспективы развития активно освещаются периодическими изданиями - «Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний», «Нефтегазовая вертикаль», «Российский химический журнал», «Нефть и капитал» и др.

Цель выпускной квалификационной работы состоит в исследовании особенностей реструктуризации крупнейших вертикально-интегрированных нефтяных компаний России, анализе инвестиционных программ и подходов к их реализации.

Для достижения цели поставлены следующие основные задачи:

- выполнить обзор текущего состояния отрасли и происходящих в течение последнего десятилетия изменений в ней для наложения выявленных тенденций на ориентиры, заданные в Энергетической Стратегии-2030;

- проанализировать приоритетные направления инвестирования отечественных вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), как доминирующих игроков на рынке;

- изучить особенности функционирования вертикально интегрированных холдингов в нефтегазовом бизнесе;

- сформировать собственное видение и предложение по модели реструктуризации компании ОАО «Татнефть» в сегменте нефтепереработки в ходе поэтапной реализации и ввода в эксплуатацию Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамск Республики Татарстан. Для Заказчика Проекта (ОАО «ТАНЕКО») это особенно актуально в связи с тем, что наряду с запланированным вводом в эксплуатацию первых мощностей нефтеперерабатывающего завода в октябре текущего года, будет параллельно продолжено строительство мощностей по углубленной переработке нефти, что потребует принципиального и эффективного разделения двух функций: заказчика-застройщика и эксплуатирующей организации.

Объектом исследования является инвестиционный проект компании ОАО «Татнефть» (Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов ОАО «ТАНЕКО»). Предметом исследования является процесс реструктуризации ОАО «Татнефть, возможные варианты организации инвестиционно-строительных процессов и их оценка.

Методологической и теоретической основой исследования послужили труды отечественных и зарубежных ученых, периодическая литература, ресурсы глобальной информационной системы ИНТЕРНЕТ. Информационной базой исследования являются данные, полученные в результате преддипломной практики на ОАО «ТАНЕКО».

Структура работы состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованных источников. В ходе проведения исследования использовались методы последовательных итераций, сравнения, описания и анализа.

Введение содержит обоснование актуальности темы, сформулированные цели, задачи, объект, предмет и методы исследования.

Первая глава работы «Анализ текущего состояния нефтегазового комплекса России и основных направлений его развития» отражает общую характеристику современного состояния российского нефтеперерабатывающего сектора, наметившиеся тенденции и основные проблемы его развития, структуру капитальных вложений ВИНК. Раскрывается понятие «инвестиционная деятельность». Рассмотрены уровни инвестиционной активности крупных российских нефтехимических компаний. Определяются взаимосвязанные компоненты, на основе которых определяется необходимость в реорганизации, выявляются факторы, под воздействием которых изменяются количественные и качественные характеристики экономической оценки инвестиционной деятельности. Эта глава служит теоретическим обоснованием следующих двух глав работы.

Вторая глава «Особенности реструктуризации крупнейших вертикально-интегрированных нефтяных компаний России, посвящена поиску оптимальной модели организационной реструктуризации. В результате чего определена оптимальная модель организационной реструктуризации для обеспечения эффективной реализации дальнейших инвестиционных проектов.

Третья глава «Вертикально-интегрированные холдинги в нефтегазовом бизнесе» отражает общую характеристику ВИНК, особенности стратегического управления вертикально интегрированными компаниями. Рассмотрены достоинства и недостатки вертикальной интеграции.

В заключение работы обобщены выводы и характеристика результатов, полученных при проведении исследования.

1 Анализ текущего состояния нефтегазового комплекса России и основных направлений его развития

1.1 Ретроспективный обзор произошедших в 2000-х годах отраслевых изменений и наметившихся тенденций

Объемы добычи нефти -- традиционно главный показатель отраслевого развития, да и благополучия страны в целом. В условиях неудержимого роста цен, который продолжался вплоть до середины 2008 года, прирост физических объемов добычи гарантировал более высокие доходы. Значительный рост добычи нефти стал главным отраслевым итогом 2000-х гг. За 10 лет объемы выросли в 1,5 раза (Рисунок 1) [3, с. 28].

Рисунок 1 - Объемы добычи нефти и газового конденсата в России

Существенный подъем уровня нефтедобычи в течение первой половины минувшего десятилетия был достигнут ценой ускоренного истощения наиболее рентабельных запасов и необратимого ухудшения состояния месторождений.

Откровенно слабый контроль государства за соблюдением лицензионных условий, снижение планки требований в отношении рационального недропользования позволили ряду ведущих нефтяных компаний с минимальными затратами наращивать добычу, получая сверхприбыли и записывая в актив стремительный рост рыночной капитализации («ЮКОС» и «Сибнефть»).

Не принимая во внимание «ЮКОС», больше за этот период времени потеряла только «Славнефть», которая также была в числе лидеров гонки за экстремально высокие результаты, за 2000--2004 годы нарастила объемы добычи на 76% (преимущественно, за 2003-- 2004 годы -- сразу после приватизации) и с этого «пика» упала более чем на 14%.

«Сибнефть», сумевшая за 2000--2004 годы удвоить добычу нефти, одной из первых в отрасли начала терять объемы: к настоящему времени они сократились у компании (теперь это «Газпром нефть») на 12% от максимального результата.

К середине 2000-х годов высокорентабельные в разработке запасы нефти, доставшиеся компаниям по итогам приватизации, были уже серьезно истощены. Потребовалось вкладывать больше денег в разработку месторождений, К тому же государство приступило к «закручиванию гаек»: последовательно ужесточались требования к соблюдению лицензионных условий и использованию фонда скважин, увеличилась налоговая нагрузка.

Ключевым внешним фактором, оказавшим существенное влияние не состояние отрасли в середине 2000-х годов, стал рост цен на мировом рынке нефти. Среднегодовая цена барреля нефти Urals к 2005 году превысила 50 долл. и продолжила рост вплоть до 2008 года, достигнув среднегодового уровня 94,4 долл. за баррель (Рисунок 2) [3, с. 30].



Рисунок 2 - Среднегодовые цены Brent и Urals

Поток нефтедолларов нивелировал негатив агрессивной фискальной политики государства и изъяны правового регулирования, расширив возможности рентабельной разработки старых месторождений за счет массового внедрения технологий интенсификации добычи и возвращения к жизни ранее законсервированных скважин, позволил отложить еще на годы разработку новых месторождений и формально заниматься восполнением ресурсной базы.

Вместе с тем, инвестиционный климат не стал лучше. Компании крайне неохотно вкладывали деньги в новые крупные проекты с длительной окупаемостью капиталовложений. Более выгодно и менее рискованно было приобретать уже готовые активы с предсказуемой и достаточно быстрой отдачей.

В 8,6 раза вырос за 2000-е годы уровень добычи у «Роснефти», прежде всего за счет агрессивных поглощений. «Газпром» приобрел «Сибнефть», переименовав ее в «Газпром нефть», стал старшим акционером проекта «Сахалин-2».

В результате образования «ТНК-ВР» к Тюменской нефтяной компании были присоединены «СИДАНКО» и еще ряд менее значимых добывающих предприятий. Вслед за этим «ТНК-ВР» и «Сибнефть» выкупили «Славнефть». Несколько выгодных профильных покупок осуществил «ЛУКОЙЛ». Даже появление новой вертикально интегрированной компании «РуссНефть» не дало созидательного эффекта: все свелось к объединению под одной вывеской большого числа ранее разрозненных предприятий.

Между тем, слияния и поглощения, отвечающие интересам отдельных компаний, не принесли ощутимой пользы отрасли в целом. Скорее, можно говорить об отрицательном общеотраслевом эффекте. Ведь колоссальные инвестиционные ресурсы, которые потенциально предназначались для создания новых производственных активов, расходовались на куплю-продажу и фактически вымывались из отрасли. Например, стоимость 75,7% акций «Сибнефти» составила 13,7 млрд. долл. для «Газпрома», а контроль над проектом «Сахалин-2» обошелся в 7,45 млрд. долл. «Роснефть» потратила 9,35 млрд. долл. на «Юганскнефтегаз» и около 21 млрд. долл. на другие активы «ЮКОСа». Конечно, с точки зрения компаний-покупателей, приобретение готовых активов -- несравнимо более выгодное вложение, чем долгий процесс реализации собственных проектов. Но финансовых ресурсов, потраченных на куплю-продажу готового бизнеса, хватило бы ряд крупных проектов, сравнимых, к примеру с Ванкором.

Бурный рост цен на нефть позволил смикшировать эффект негативных отраслевых тенденций, которые с годами продолжали накапливаться. Высокие цены увеличили запас прочности нефтяных компаний. Но они же создали иллюзию благополучия, сформировали устойчивое мнение, что отрасль крепко стоит на ногах и не нуждается в поддержке.

Анализ динамики отечественной нефтедобычи во второй половине 2000-х годов демонстрирует обратное (Рисунок 3) [3, с. 31].



Рисунок 3 - Темпы прироста нефтедобычи в России

Если за первые четыре года 2000-х годов темпы прироста добычи нефти выросли с 6% до 11%, то в 2005--2007 годах они застыли на уровне 2,44--2,24%, а в 2008 году добыча ушла впервые за десятилетие в абсолютный минус. В прошлом году позитивная динамика восстановилась, было добыто 494,25 млн. тонн нефти и конденсата (рост - 1,18% к предыдущему году). Заслуживающим внимания фактом является стабильное на протяжении четырех последних лет отставание ВИНК от общеотраслевой динамики добычи нефти. По результатам 2007 и 2009 годов объемы их добычи увеличились на 0,3%, в 2008 году упали на 0,9%. В прошлом году крупнейшие компании отрасли, на долю которых по совокупному результату десятилетия приходится 90% национальной нефтедобычи, добыли 438,13 млн. тонн. Начиная с 2006 года, группа ВИНК стабильно сокращает долю своего вклада в российскую нефтедобычу (с 92,4% пять лет назад до 88,6% по результатам прошлого года, Рисунок 4).

По итогам 2009 года четыре из девяти ведущих нефтяных компаний страны сократили добычу, а еще одна - «Татнефть» -- увеличила добычу менее чем на 0,2%.

На десятилетнем отрезке только «Роснефть» и «Татнефть» ни разу не снизили объемы добычи. Что касается «Татнефти», то эта компания, работающая на старых месторождениях, не ставила перед собой амбициозных целей, а концентрировала усилия на сохранении объемов добычи. Такая политика (во многом вынужденная) обеспечила компании 7%-ный прирост производства. Компания успешно решила ключевую для нее задачу обеспечения стабильной работы. Бережное отношение к ресурсной базе создает хорошие предпосылки для уверенности в будущем.

В течение трех последних лет сокращает объемы добычи «Сургутнетегаз» (в сумме на 9%). Отчасти, потому, что у компании недостаточно собственных мощностей переработки. Кроме того, компания стала больше внимания уделять финансовой эффективности своей деятельности.

«ТНК-ВР» снижала объемы добычи в период с 2006-го по 2008 год (в общей сложности на 8,7%). В существенной мере это связано с оптимизацией структуры производственных активов: недостаточно рентабельные производства продавались. В прошлом году компания возобновила позитивную динамику благодаря реализации ряда новых проектов. Правда, пока по объемам добычи ей удалось вернуться лишь к уровню 2004 года.

Еще раньше в 2008 году - преодолела трехлетний спад добычи «Башнефть». По итогам прошлого года она обеспечила самый высокий среди ВИНК прирост добычи - 4,2% (на фоне среднего показателя по ВИНК +0,3%). По условиям работы «Башнефть» похожа на «Татнефть» и задачи ставит аналогичные. Правда, по итогам 2000-х ей удалось увеличить добычу лишь на 2,4% -- это самый скромный результат среди ВИНК России.

Что касается неинтегрированных нефтедобывающих компаний, то для этой категории период снижения объемов добычи, начавшийся в 2002 году, завершился еще к 2006 году.

Доли компаний России в добыче нефти отражены на Рисунке 4 [3, с. 34].



Рисунок 4 - Доли компаний России в добыче нефти

Очевидно, что перспективы устойчивого развития отрасли во многом зависят от результативности работы по вводу новых месторождений, которые должны, как минимум, возместить потери от естественного падения добычи на старых месторождениях. За 2001--2009 годы на территории России было введено в эксплуатацию 324 новых месторождения. В целом, прослеживается тенденция на сокращение числа вводимых месторождений: с 68 месторождений, введенных в 2001 году, до 26 месторождений в 2005, 2006 и 2009 годах. В 2007 году вроде бы наметился всплеск активности (40 месторождений), но уже со следующего года динамика начала затухать (Рисунок 5) [3, с. 35].



Рисунок 5 - Ввод новых месторождений в России

По количеству новых месторождений лидирует «ЛУКОЙЛ» (52 месторождения, введенных за пять лет, 28,9% общеотраслевого результата). На втором месте - «Татнефть» (22 месторождения, 12,2%). «Роснефть», крупнейшая ВИНК, ввела в эксплуатацию всего 16 месторождений, 13 из которых -- за два последних года. Меньше всех из числа ВИНК ввели новых месторождений «Славнефть» (2 месторождения) и предприятия «РуссНефти» (3 месторождения).

Согласно официальным прогнозам, в течение 2010--2012 годов добыча нефти (разумеется, с конденсатом) в России стабилизируется на прошлогоднем уровне: в районе 493--494 млн. тонн. Такие ожидания представляются достаточно реалистичными - как минимум, в отношении нынешнего года.

При этом ЭС-2030 ориентирует отрасль на дальнейший рост добычи нефти -- до достижения уровня 525 млн. тонн к 2020 году и до 530--535 млн. тонн к 2030 году. Ожидается, что добыча нефти в европейской части страны будет увеличиваться за счет освоения ее запасов в Тимано-Печорской провинции, на континентальном шельфе арктических морей и в российском секторе Каспийского моря, при снижении добычи в Поволжье и на Урале. В Западной Сибири на фоне стабилизации и постепенного снижения добычи нефти в ХМАО-Югре в ЯНАО ожидается позитивная динамика (это позволит стабилизировать объемные показатели в целом по Уральскому ФО, который сохранит за собой позиции главного нефтедобывающего района России).

В Восточной Сибири ставка делается на освоение и промышленную разработку месторождений нефти в Ванкорско-Сузунском районе на северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода ВСТО в Красноярском крае, Иркутской области и Якутии (Верхнечонское. Талаканское, Среднеботуобинское, Юрубчено-Тохомское и другие месторождения). Предполагается, что к 2030 году регион прочно обоснуется на втором месте в стране по добыче нефти (Таблица 1) [3, с.39]. На дальнем Востоке центрами нефтедобычи останутся проекты «Сахалин-1», «Сахалин-2», к которым могут добавиться и другие морские месторождения.

Таблица 1 - Прогноз поэтапного развития добычи нефти на период до 2030 г., млн. тонн

	2005 г. (факт.)	2008 г. (факт.)	1-й этап (до 2013-2015 гг.)	2-й этап (до 2020-2022 гг.)	3-й этап (до 2030 г.)
Добыча нефти, всего	470,2	487,6	486-495	505-525	530-535
В том числе из общей добычи:
Север, Северо-Запад	24,5	29,1	32-35	35-38	42-43
Поволжье	52,7	54,1	49-50	44-45	34-36
Урал	49,2	52,6	45-47	36-41	25-29
Кавказ, Прикаспий	4,9	4,8	7-11	19-20	21-22
Тюменская область	320,2	319	282-297	295-300	291-292
Томская область	14,1	13,7	12-13	11-12	10-11
Восточная Сибирь	0,2	0,5	21-33	41-52	75-69
Дальний Восток	4,4	13,8	23-25	30-31	32-33

Наряду с освоением новых месторождений, поддерживать отраслевую стабильность призвано увеличение коэффициента извлечения нефти с текущих 30--32% до 35--37% к 2030 году.

Являясь одним из мировых лидеров по добыче нефти, по мощностям первичной переработки жидких углеводородов Россия уступает только США. Дефицит мощностей вторичной переработки приводит к перепроизводству темных нефтепродуктов, глубина переработки сырья незначительна. Изменить ситуацию способна только масштабная модернизация. С середины 2000-х годов ею охвачены в разной степени практически все крупные НПЗ.

Переработкой нефти в России занимаются 28 крупных заводов и 80 официально зарегистрированных мини-НПЗ, последние ориентированы на обеспечение топливных потребностей удаленных и труднодоступных районов страны (неофициально переработкой нефти занимаются еще 116 мини-НПЗ).

Суммарная мощность перерабатывающих мощностей на территории РФ -- 279 млн. т/г. По этому показателю Россия занимает второе место в мире (после США). Однако по объемам выпуска продукции наша страна отстает не только от США, но также от Японии и Китая, чьи производственные мощности скромнее российских.

Основные производства размещены преимущественно вблизи районов концентрированного потребления нефтепродуктов: в Рязанской, Ярославской, Горьковской, Ленинградской областях, Краснодарском крае, Сибири (здесь построены два крупнейших НПЗ -- в Омске и Ангарске).

За минувшее десятилетие существенно вырос уровень использования производственных мощностей НПЗ: с 70% до 85% к концу периода. Причем, многие базовые предприятия отрасли загружены практически полностью. Например, по предприятиям «ЛУКОЙЛа» - свыше 99%. Однако данный показатель характеризует использование первичных мощностей переработки. Для структуры технологических мощностей большинства НГIЗ характерны исторически сложившиеся диспропорции между возможностями первичной и вторичной переработки.

Дефицитные мощности вторичных процессов, обеспечивающих выход качественной продукции с высокой добавленной стоимостью, используются практически полностью. Именно отставание в развитии производственных мощностей для вторичных процессов является главной причиной невысокой глубины переработки в целом по отрасли. Если в передовых странах мира нормой считается глубина переработки 85--95%, то по России она находится на уровне 72%. Но это средний показатель: более половины НПЗ работают с глубиной переработки 50--70% (Таблица 2) [31, с. 66].

Таблица 2 - Первичная переработка нефти на предприятиях России, млн. тонн

Предприятия	2009 г.	2008 г.	2005 г.	2001 г.	2009/ 2008	2009/ 2005	2009/ 2001
Роснефть	49,57	49,08	10,46	7,76	101,0	473,9	638,8
ЛУКОЙЛ	44,25	43,95	36,99	29,46	100,7	119,6	150,2
Сургутнефтегаз	20,35	20,48	18,28	16,24	99,4	111,3	125,3
ТНК-ВР	20,12	21,47	23,07	19,70	93,7	87,2	102,1
Газпром нефть	18,43	18,37	14,50	13,26	100,3	127,1	139,0
Славнефть	13,63	13,48	12,79	11,61	101,1	106,6	117,4
РуссНефть	5,09	4,94			103,0
Газпром	4,63	5,02	5,51	5,37	92,2	84,0	86,2
Юкос			32,20	28,74
Башнефть	20,75	20,36	19,14	20,30	101,9	108,4	102,2
Московский НПЗ	9,99	9,78	9,35	9,77	102,1	106,8	102,3
Нижнекамский НПЗ	8,05	7,68	6,615,90	5,90	104,0	121,0	136,4
Салаватнефтеоргсинтез	5,64	6,39	7,12	5,96	88,3	79,2	94,6
Хабаровский НПЗ	2,97	3,32	3,06	2,50	89,5	97,1	118,8
Мини-НПЗ	6,54	6,28	4,08	н/д	104,1	160,3
Другие	5,54	5,06	3,47	2,42	109,5	159,7	228,9
Всего	235,55	235,55	206,53	179,98	180,0	114,0	131,6

Более 70% перерабатывающих мощностей страны сконцентрированы в собственности ВИНК. Обладание собственными мощностями переработки обеспечивает нефтедобывающим предприятиям страны важное стратегическое преимущество. Не удивительно, что подавляющая часть значимых для отрасли НПЗ находится в собственности или под контролем крупных нефтедобывающих предприятий.

Так, «ЛУКОЙЛу» принадлежат четыре крупных завода с суммарной мощностью переработки 44,7 млн. т/г. «Газпром нефть» владеет Омским НПЗ мощностью 19,5 млн. т/г., это одно из крупнейших и наиболее технически совершенных перерабатывающих предприятий страны, два крупных завода, принадлежащих «ТНК-ВР», позволяют компании перерабатывать до 25 млн. т/г.

Сектор нефтепереработки «Сургутнефтегаза» представлен заводом в Киришах -- ПО «Киришинефтеоргсинтез», производственные мощности которого за последние годы увеличены с 17,3 до 22 млн. т/г. Базовым НПЗ «Славнефти» является «Ярославнефтеоргсинтез» (мощность первичной переработки -- 14 млн. т/г.).

Мощности семи заводов позволяют «Роснефти» самостоятельно перерабатывать до 58 млн. т/г. и обеспечивают госкомпании лидерство в стране по объемам переработки.

В последнее время ситуация в перерабатывающей отрасли привлекает повышенное внимание руководства страны. С начала 2007 года высшие руководители регулярно проводят совещания, на которых с участием руководителей нефтяных компаний обсуждаются проблемы развития нефтегазовой отрасли в направлении выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью.

В феврале 2009 года такое совещание В.Путин проводил в Киришах, спустя год -- Д. Медведев в Омске. Основной лейтмотив и приоритет для всех крупных компаний - ускорение модернизации существующих и строительства новых нефтеперерабатывающих предприятий, наладка производства высококачественных и конкурентоспособных нефтепродуктов, соответствующих мировым стандартам.

В 2008 году правительство утвердило технический регламент на моторные топлива. С 2011 года выпуск доминирующего сейчас на внутреннем рынке бензина класса 2 и ниже должен быть прекращен, а с 2015 года отрасль полностью должна перейти на выпуск продукции по стандарту Евро-5. Такие перемены требуют колоссальных инвестиционных затрат.

С середины прошлого десятилетия нефтяники вплотную занялись модернизацией перерабатывающих мощностей. Она ориентирована не столько на рост объемов, сколько на опережающее развитие технологических комплексов по углублению переработки нефти и снижение удельного потребления нефти на единицу целевых продуктов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, производство битумов и другие). Большое внимание уделяется внедрению современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации и алкилированию.

Крупнейшим объектом модернизации стал «Киришинефтеоргсинтез», на базе которого создаются новые комплексы по глубокой переработке нефти. В конце 2010 года здесь планируется запустить установку глубокой переработки нефти на базе гидрокрекинга мазута. Это стратегически важный проект компании «Сургутнефтегаз». С пуском этого комплекса глубина переработки нефти достигнет 75%, доля светлых нефтепродуктов в целом по предприятию вырастет с 49% до 70%. После завершения строительства гидрокрекинга будет реализован проект каталитического крекинга. Одновременно рассматривается возможность строительства второй очереди комплекса глубокой переработки нефти с широким внедрением процессов нефтехимии. В результате к 2011 году глубина переработки нефти достигнет 92--95%.

Масштабная реконструкция проводится на Туапсинском НПЗ
- старейшем предприятии «Роснефти», построенном еще в 1929 году. Реконструкция направлена на увеличение мощности предприятия с 5,2 до 12 млн. т/г и увеличение глубины переработки с 56% до 95%. На Комсомольском НПЗ «Роснефть» продолжает реализацию комплексной программы реконструкции и модернизации, которую планируется завершить в 2013 году. В результате будет получен прирост мощности с 7,1 до 8 млн. т/г, а глубина переработки вырастет с 60% до 95%.

Очень активно занимается модернизацией своих НПЗ «ЛУКОЙЛ». За период с 2004 по 2008 год объем ежегодных капиталовложений в этот сегмент вырос у компании в 2,5 раза и достиг к концу периода 1,02 млрд. долл. Всего за пять лет в развитие нефтепереработки вложено 3,38 млрд. долл.

Собственно, сегодня практически все НПЗ имеют программы модернизации и довольно последовательно их реализуют. Что касается новых крупных заводов, то сейчас можно говорить о единственном успешном проекте.

На октябрь 2010 года запланирован ввод в эксплуатацию установки первичной переработки нефти мощностью 7 млн. т/г. и ряда других производственных объектов первой очереди строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». В дальнейшем производственная мощность будет удвоена.

1.2 Анализ инвестиционной активности ВИНК и структуры капитальных вложений

Инвестиционная активность - это, пожалуй, один из немногих индикаторов, который позволяет оценить, насколько прочны позиции сектора и каковы перспективы его развития. Общеотраслевая динамика капиталовложений ВИНК показывает, что в течение
всего минувшего десятилетия и, особенно во второй половине - наблюдался рост инвестиционной активности (Рисунок 6). Если в 2000 году сумма капиталовложений составляла немногим более 116 млрд. рублей, то в 2009 году - около 536 млрд. рублей.

В целом за 10 лет в реализацию собственных инвестиционных проектов нефтяники вложили 2,72 трлн. рублей. Причем, 28% этой суммы за первую половину периода и 72% -- за последнюю пятилетку. Если в 2006 году капиталовложения ВИНК выросли на 39,5%, то в течение трех следующих лет динамика постепенно затухала: до 31,5%, 18,8% и 10,7% соответственно.

Рисунок 6 - Капиталовложения ВИНК России, млрд. руб.

Хотя, конечно, для кризисного 2009 года и такой рост является хорошим результатом. Конечно, помогли рост цен на нефть, дешевый рубль и осознание острой необходимости поддержания инвестиционного процесса в связи с необходимостью постоянно преодолевать тенденцию падения добычи на старых месторождениях.

Уровень инвестиций привычнее оценивать в долларовом эквиваленте (даже в ЭС-2030). Капиталовложения ВИНК выросли с 4,16 млрд. долл. в 2000 году до 19,47 млрд. долл. в 2008-м в 4,7 раза. В то же время в прошлом году они уменьшились на 13,3%, до 16,88 млрд. долл. В целом за «нулевые» годы капиталовложения увеличились более чем в четыре раза. Суммарный объем капиталовложений за 10 лет достиг 97,3 млрд. долл. 26,5% этих средств освоено за первую пятилетку, 73,5% - за вторую.

Прогноз потребности в капвложениях для развития нефтяного комплекса, который содержал один из предварительных вариантов ЭС-2030, говорит о том, что за период с 2006 по 2010 годы только в развитие добычи необходимо вложить 74--77 млрд. долл. И еще 20--22 млрд. долл. в расширение и модернизацию перерабатывающих мощностей (в ценах 2005 года) [27, с. 5-6]. В то же время фактически за 2005--2009 годы ВИНК освоили 71,5 млрд. долл. Уместно повторить, что покупка «Сибнефти» обошлась «Газпрому» в 13 млрд. долл. -- в 1,6 раза больше, чем суммарные производственные капиталовложения ВИНК страны в 2005 году. На аукционах 2007 года «Роснефть» израсходовала на приобретение активов «ЮКОСа» около 21 млрд. долл. в дополнение к 9,35 млрд. долл., ранее потраченным на «Юганскнефтегаз». Сумма этих трех сделок сопоставима с объемом капиталовложений всех ВИНК страны за три года (2006--2008). На фоне этих колоссальных трат, расходы на реализацию инвестиционных проектов выглядят довольно скромно (Рисунок 7) [23, с. 91].

Рисунок 7 - Капитальные затраты ВИНК на тонну добычи

Известно, что реальный рост добычи в течение минувшего десятилетия значительно превзошел самые смелые ожидания. В этой связи имеет смысл оценить динамику капитальных затрат ВИНК в расчете на тонну добычи. Видно, что и с корректировкой на рост добычи капитальные затраты довольно активно росли в течение последнего пятилетия более чем в три раза (до 1,22 тыс. рублей в расчете на тонну добычи). Притом что в начале периода относительный уровень капвложений снижался: на 4,8% за 2000--2004 годы. Впрочем, с поправкой на инфляцию динамика роста капитальных затрат в расчете на тонну добытой нефти выглядит значительно менее триумфально: за 2000--2004 годы ситуация ухудшилась на 44,2%, уровень 2000 года был восстановлен лишь в 2007 году, а результат 2001 года с поправкой на инфляцию так и не был достигнут до конца десятилетия.

Анализируя влияние на инвестиционную активность ВИНК роста цен на нефть можно заметить, что четкой зависимости между ростом выручки от продаж нефти и инвестиционной активностью нет. В среднем за 10 лет ВИНК направляли в развитие 7,2% условной выручки от реализации сырой нефти. Причем, в первой половине, когда цены были ниже, в цене барреля нефти «сидело» 7,9% расходов на капитальные затраты, а во второй половине, когда цены зашкаливали, -- только 6,6%. Такой результат - во многом следствие фискальной политики [24, с. 8].

Таким образом, номинальный рост капиталовложений и реальная динамика, скорректированная на увеличение объемов добычи инфляционные потери, - две большие разницы. Бурный рост добычи требовал адекватного увеличения объема капвложений.

За минувшее десятилетие роль отдельных компаний в инвестиционном процессе изменилась (Таблица 3). Вклад «Роснефти» в капитальные расходы группы ВИНК вырос с 8,6% в 2000 году до 39,3% в 2009-м. Производственные мощности компании выросли в разы, в результате доля «Роснефти» в общероссийской нефтедобыче увеличилась в 5,6 раза, в переработке нефти на собственных заводах -- в 4,9 раза. На этом фоне рост доли участия в инвестиционном процессе в 4,6 раза не выглядит огромным [23, с. 93].

Лидером по объему капиталовложений в течение всего 10-летия оставался «Сургутнефтегаз». Правда, темпы роста у компании замедлились. Соответственно, и доля в объеме капвложений ВИНК уменьшилась с 26,9% до 20,2%. За этот период объем ежегодных инвестиций вырос в 3,5 раза: 31,25 до 108,1 млрд. рублей.

Самый значительный (после «Роснефти») рост инвестиционной активности в прошлом десятилетии показал «ЛУКОЙЛ»: объем капиталовложений вырос в 5,4 раза, с 20,13 до 107,9 млрд. рублей. За 10 лет вклад компании в суммарные капвложения ВИНК вырос с 17,3% до 20,1% [1, с. 34]. По этому показателю «ЛУКОЙЛ» практически догнал «Сургутнефтегаз».
Влияние кризиса на уровень капиталовложений ВИНК оказалось значительным, но не катастрофичным. Всего три компании («Роснефть», «Сургутнефтегаз» и «ТНК-ВР») объем капиталовложений увеличили. Еще три не самые крупные - резко сократили уровень капвложений: «Башнефть» -- более чем на 30%, «РуссНефть» - на 43%, «Славнефть» - на 57%. На их фоне сокращение капвложений по «ЛУКОЙЛу», «Газпром нефти» и «Татнефти» выглядит как умеренное [24, с. 10].

Таблица 3 - Динамика капиталовложений основных нефтяных компаний России

млрд. рублей
	2009 г.	2008 г.	2005 г.	2000 г.	2009/2008	2009/2005	2009/2000
Роснефть	210.74	171.50	47,96	9.98	122.9%	439.4%	в 21 раз
Сургутнефтегаз	108.10	93.03	48,05	31.25	116,2%	225,0%	345,9%
ЛУКОЙЛ	107,90	109,47	44,85	20,13	98,6%	240,6%	536,0%
ТНК-ВР	52,88	48,85	28.95	15,40	108.2%	182,7%	343,4%
Газпром нефть	19,18	21,60	13,23	5,70	88.8%	145,0%	336,5%
Татнефть	13,08	14,31	7,92	11,75	91,4%	165,2%	111,3%
Башнефть	7,82	11,30	6,99	5,08	69.2%	111.9%	153,9%
РуссНефть	3,71	6,52	4,80		56,9%	77,3%
Славнефть	2,58	6,00	15,96	4,41	43,0%	16,2%	58,5%
ЮКОС			3,41	8.28
Всего ВИНК	535,82	483,86	222,12	116,18	170,7%	241,2%	461,2%
млрд. рублей, с поправкой на инфляцию (к 2000 году)
	2009 г.	2008 г.	2005 г.	2000 г.	2009/2008	2009/2005	2009/2000
Роснефть	76,57	67,80	25,32	9,98	112,9%	302,4%	в 7,7 раза
Сургутнефтегаз	39,28	36,78	25,37	31,25	106,8%	154,8%	125,7%
ЛУКОЙЛ	39,21	43,28	23,68	20,13	90,6%	165,6%	194,8%
ТНК-ВР	19,31	19,31	15,29	15,40	99,5%	125,7%	124,8%
Газпром нефть	6,97	8,54	6,99	5,70	81,6%	99,8%	122,3%
Татнефть	4,75	5,66	4,18	11,75	84,0%	113,7%	40,4%
Башнефть	2,84	4,47	3,69	5,08	63,6%	77,0%	55,9%
РуссНефть	1,35	2,58	2,53	0,00	52,3%	53,2%
Славнефть	0,94	2,37	8,43	4,41	39,5%	11,1%	21,3%
ЮКОС			1,80	8,28
всего ВИНК	194,59	191,29	117,28	116,18	101,8%	166,0%	167,6%

Довольно сложно сравнивать уровни инвестиционной активности крупных и относительно небольших компаний. Для таких сравнений больше подходит показатель объемов капиталовложений на тонну добычи.

На протяжении всего десятилетия по этому показателю лидировали «Сургутнефтегаз» и «Роснефть». Причем, темпы прироста у контролируемой государством компании были выше, чем у «Сургутнефтегаза». В результате за 10 лет разрыв сократился с 27 рублей на тонну добытой нефти до 1 рубля в 2009 году (или с 3,8% до 0,06%). Самая высокая динамика по этому показателю принадлежит «ЛУКОЙЛу»: компания улучшила результат 2000 года в 3,6 раза. Вместе с тем, в последние годы никто кроме трех названных компаний не вкладывает в развитие более 1000 рублей из расчета на тонну добытой нефти. Практически не изменился относительный уровень капиталовложений у «Татнефти». В 2,6 раза уменьшился относительный уровень капвложений у «Славнефти».

Довольно сложно сравнивать уровни инвестиционной активности крупных и относительно небольших компаний. Для таких сравнений больше подходит показатель объемов капиталовложений на тонну добычи (Таблица 4) [23, с. 94].

На протяжении всего десятилетия по этому показателю лидировали «Сургутнефтегаз» и «Роснефть». Причем, темпы прироста у контролируемой государством компании были выше, чем у «Сургутнефтегаза». В результате за 10 лет разрыв сократился с 27 руб. на тонну добытой нефти до 1 рубля в 2009 году (или с 3,8% до 0,06%). Самая высокая динамика по этому показателю принадлежит «ЛУКОЙЛу»: компания улучшила результат 2000 года в 3,6 раза. Вместе с тем, в последние годы никто кроме трех названных компаний не вкладывает в развитие более 1000 рублей из расчета на тонну добытой нефти. Практически не изменился относительный уровень капиталовложений у «Татнефти». В 2,6 раза уменьшился относительный уровень капвложений у «Славнефти» [32].

Таблица 4 - Капиталовложения основных нефтяных компаний России на тонну добычи

В рублях	2009 г.	2008 г.	2005 г.	2000 г.	2009/2008	2009/2005	2009/2000
Роснефть	1 812	1 506	644	741	120,3%	281,2%	244,6%
Сургутнефтегаз	1813	1 508	752	769	120,2%	240,9%	235,6%
ЛУКОЙЛ	1171	1 213	508	324	96,5%	230,4%	361,6%
ТНК-ВР	753	710	384	314	106,0%	195,8%	239,7%
Газпром нефть	642	703	101	331	91,3%	160,1%	193,7%
Татнефть	501	549	313	483	91,2%	160,2%	103,8%
Башнефть	639	963	586	425	66,4%	109,1%	150,3%
РуссНефть	292	458	346		63,9%	64,5%
Славнефть	137	307	661	353	44,5%	20,7%	38,7%
ЮКОС			143	167
Всего ВИНК	1223	1107	512	414	110,4%	239,0%	295.6%
В долл. США	2009 г.	2008 г.	2005 г.	2000 г.	2009/2008	2009/2005	2009/2000
Роснефть	57,2	60,6	22,8	26,3	94,3%	251,0%	217,0%
Сургутнефтегаз	57,2	60,7	26,6	27,4	94,2%	215,0%	209,0%
ЛУКОЙЛ	36,9	48,8	18,0	11,5	75.6%	205,6%	320,7%
ТНК-ВР	23,7	28,6	13,6	11,2	83,1%	174,8%	212,7%
Газпром нефть	20,2	28,3	14,2	11,8	71,6%	142,9%	171,8%
Татнефть	15,8	22,1	11,1	17,2	71,5%	143,0%	92,1%
Башнефть	20,2	38,7	20,7	15,1	52,1%	97,4%	133,3%
РуссНефть	9,2	18,4	12,2	0,0	50,1%	75,4%
Славнефть	4,3	12,3	23,4	12,5	34,9%	18,5%	34,3%
ЮКОС	0,0	0,0	5,1	5,9
Всего ВИНК	38,6	44,6	18,1	14,7	86,6%	213,3%	262,2%

Разрыв между лидерами и аутсайдерами по показателю относительных капвложений колоссальный. «Роснефть» и «Сургутнефтегаз» в прошлом году вкладывали в реализацию собственных проектов по 57,2 долл. на тонну добычи, а «Славнефть» - только 4,3 долл., в 13 раз меньше. Даже «ЛУКОЙЛ» сильно уступает «двойке» лидеров: 36,9 долл. или в 1,6 раза меньше. У «ТНК-ВР» результат в 2,4 раза хуже, чем у лидеров.

Что касается структуры капиталовложений, то она за 10 лет претерпела некоторые изменения. Ключевая роль капитальных затрат на промышленное строительство не только сохранилась, но и стала более выраженной. Если в 2000 году на этом направлении осваивалось 35% капиталовложений, то в 2009-м -- уже 46%. Компании стали уделять больше внимания обустройству месторождений и модернизации перерабатывающих производств. В результате вложения в промышленное строительство выросли за «нулевые годы» в 5,4 раза: с 45 до 247 млрд. рублей за 2000 и 2009 год соответственно (Рисунок 8) [23, с. 95].

Выросла и роль второй по значимости для ВИНК статьи капитальных затрат -- эксплуатационное бурение. Доля этого сегмента в структуре капиталовложений ВИНК выросла с 22,4% в 2000 году до 38% в 2008-м (в прошлом году она немного сжалась, до 34,6%, однако в абсолютных цифрах затраты все равно немного подросли). В целом за «нулевые» годы вложения в эксплуатационное бурение выросли в 6,4 раза -- это самый динамично растущий сегмент капиталовложений ВИНК. Поддерживать уровень добычи становится все сложнее, да и сами буровые работы сильно подорожали. Так, за последние пять лет объемы эксплуатационного бурения увеличились по метражу в 1,6 раза, а расходы выросли в 2,6 раза.

Расходы на оборудование, не входящее в сметы строек, выросли за 10 лет в два раза. Однако доля вложений в этот сегмент сократилась очень значительно-- с 31,1% до 14,8%.

Хуже всего обстоят дела с разведочным бурением. Мало того, что этот сегмент традиционно финансируется в значительно меньших объемах, чем другие статьи сметы капитальных затрат, так еще и с годами доля вложений в разведочное бурение снижается. Если в 2000 году на геологоразведку направлялось 8% капитальных затрат, то в 2009-м - всего 3,8%. Сегмент разведочного бурения стал единственной статьей сметы капитальных затрат ВИНК, которая в 2009 году была урезана в рамках антикризисной оптимизации по сравнению с предыдущим годом. Вложения в промышленное строительство были увеличены на 22%, в новое оборудование - на 9%. Затраты на эксплуатационное бурение подросли менее чем на 1%, а на разведочное бурение уменьшились на 6,4%.

Рисунок 8 - Структура капиталовложений ВИНК России

ЭС-2030 оценивает потребность нефтяного комплекса в капитальных вложениях в перспективе до 2030 года в объеме 609--625 млрд. долл. (в ценах 2007 года) (Таблица 5). За вычетом вложений в развитие нефтепроводной системы это 538--551 млрд. долл. В среднем за год -- 24,5--25 млрд. долл., в том числе в разведку и добычу - 22,3--22,7 млрд. долл. В 2008 году капитальные затраты ВИНК России достигли 19,5 млрд. долл. Поэтому ориентиры, обозначенные ЭС-2030, уже не выглядят недосягаемыми. Особенно, если государство создаст условия для развития независимого сегмента нефтедобычи, укоротит запретительные барьеры для иностранных инвесторов [23, с. 95].

Таблица 5 - Прогноз потребности в капвложениях (млрд. долл. США в ценах 2007 года)

Капиталовложения	1-й этап (до 2013-2015 гг.)	2-й этап (до 2020--2022 гг.)	3-й этап (до 2030 г.)	Всего 2003-2030 гг.
Всего	162 165	134-139	313-321	609-625
в том числе:
Добыча и ГРР	110-111	109-112	272-278	491-501
Переработка	21-32	8-9	18-19	47-50
Транспорт	31-32	17-18	23-24	71-74

Показателен анализ структуры «инвестиционного портфеля», демонстрирующий десятикратное превышение капиталовложений в нефтедобычу по сравнению с переработкой.

2 Определение оптимальной модели организационной реструктуризации для обеспечения эффективной реализации инвестиционных проектов ОАО «Татнефть»

2.1 Особенности реструктуризации крупнейших вертикально-интегрированных нефтяных компаний России (на примере ОАО «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Татнефть»)

Создание госмонополий в нефтяном секторе экономики России несколько снизило инвестиционную активность частных нефтяных компаниий, которые вначале стремятся удовлетворить свои потребности в дивидендах и приобретениях новых активов, а затем инвестируют в технологическое развитие. При таком подходе к распределению финансовых ресурсов происходит замедление роста капитализации нефтяных компаний (Таблица 5) [36, c. 108].

Таблица 5 - Капитализация нефтегазовых компаний, млрд. долл.

Наименование	На 1 сентября 2006г.	На 31 августа 2007г.
ОАО «Газпром»	275,1	244,4
ОАО «Роснефть»	67,6	87,1
ОАО «Лукойл»	71,5	81,3
ОАО «Татнефть»	11,3	10,9

Все нефтяные и нефтегазовые компании России группируются по следующему признаку:

- нефтяные компании, которые увеличили число производственных единиц, объемы добычи нефти и газа, объем переработки нефти и производства нефтепродуктов. К ним относятся ОАО «Газпром», ОАО ««Роснефть»,
ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ТНК-ВР Холдинг»;

- нефтяные компании, которые стабильны по своему административному составу с момента образования, но увеличивают объемы производства. К ним относятся ОАО «НГК «Славнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», МНК, ОАО «Башнефтехим»;

- нефтяные компании, которые были поглощены более сильными, конкурентоспособными компаниями, - НК «Сиданко», НК «ОНАКО», НК «ВНК», НК «Коми ТЭК»;

- нефтяные компании, которые исчезли с нефтяного рынка России по
различным причинам. К ним относятся НК «ЮКОС», НК «Сибнефть»;

- вновь созданные в XXI веке компании - НК «Альянс», ОАО «НК
«РуссНефть», ОАО «Газпром нефть»;

- нефтяные компании, которые преобразованы в вертикально интегрированные - НК «Башнефть», НК «Татнефть».

В отличие от 2008 г., когда впервые за много лет добыча нефти в России упала, за 11 месяцев 2009 г. она выросла на 1,3% по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года, до 451,6 млн. т/г. В последнее время российские ВИНК запустили сразу несколько крупных проектов [16, с. 2].

Стартовала добыча на Южно-Хыльчуюском месторождении «ЛУКОЙЛа», потом - на Верхнечонском месторождении «ТНК-ВР» и «Роснефти». В 2009 г. «Роснефть» запустила огромное Ванкорское месторождение. В результате у данных компаний по итогам января - ноября 2009 г. динамика производства -- в плюсе. Но если рассмотреть ситуацию более детально, то можно отметить, что после резкого роста добычи летом, в ноябре рост фактически остановился. Согласно данным ЦДУ ТЭК, суточная добыча нефти в стране в ноябре увеличилась по отношению к октябрю на 0,3%, до 10,07 млн. баррелей в сутки. Причём 86% этого прироста обеспечило Ванкорское месторождение «Роснефти» [15, с. 10].

Добыча на старых месторождениях неуклонно снижается: у «Роснефти» с начала года падение консолидированного производства без учёта Ванкора составило 1,8%, у «ЛУКОЙЛа» без Южно-Хыльчуюского -- 3,4%. Нефтяники бросили вес силы на новые проекты, сократил затраты на поддержание добычи на старых месторождениях. А ведь ещё в 2008 г. та же «Роснефть» говорила о 3-процентном росте производства (без учёта покупок новых активов). Её главным козырем был «Юганскнефтегаз», но и у него добыча начала снижаться (в ноябре 2009 г. - на 0,2% к октябрю).

Правительство стремится стимулировать разработку месторождений в Восточной Сибири. В частности, премьер-министр Владимир Путин подписал постановление об обнулении с 1 декабря 2009 г. экспортной пошлины на нефть, добываемую на 13 месторождениях данного региона - Банкирском и Юрубчено-Тохомском («Роснефть»), Верхнечонском (ТНК-ВР и «Роснефть») и др. В наибольшем выигрыше от этой инициативы правительства окажется «Роснефть». Согласно подсчётам аналитиков, в случае продления нулевых пошлин на ближайшие три года «Роснефть» сэкономит около 6 млрд. долл.

Принципиальные особенности отечественных вертикально-интегрированных нефтяных компаний рассмотрим на примере ОАО «ЛУКОЙЛ» (крупнейшей частной компании), ОАО «Роснефть» (крупнейшей нефтяной компании с государственным участием) и ОАО «Татнефть» как объект исследования в настоящей работе.

Сегодня «ЛУКОЙЛ» является второй крупнейшей частной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов. Основными видами деятельности Компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности Компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной ресурсной базой является Западная Сибирь. Производственные дочерние компании разделены на четыре группы: нефте- и газоперерабатывающие, нефтехимические и сбытовые. Организационно-правовая форма у большинства дочерних компаний - общества с ограниченной ответственностью. Доля Компании в общемировых запасах нефти составляет около 1,1%, в общемировой добыче нефти - около 2,3%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится 18% общероссийской добычи и 19% общероссийской переработки нефти [22, с. 120-121].

Существование компании в ее нынешнем виде обусловлено осуществленными в прошедшем десятилетии мероприятиям по реструктуризации, которые были начаты в феврале 2001 года и были продиктованы необходимостью оптимизации организационно-правовой структуры Группы с целью повышения ее "прозрачности" и управляемости.
Реализация Программы реструктуризации состояла из 2-х этапов, основной целью которой являлась консолидация профильных дочерних обществ и прекращение участия Компании в уставных капиталах коммерческих организаций с непрофильными видами деятельности и неликвидными активами. В результате выполнения Программы за пределы Группы "ЛУКОЙЛ" выведено (продано, ликвидировано, реорганизовано) 183 общества. Целями краткосрочной программы реструктуризации на период 2002 - 2003г.г. являлись: