1232.Учебная работа :Анализ основной деятельности вертикально интегрированных компаний в условиях российского рынка на примере ОАО НК «Лукойл»

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (3 оценок, среднее: 4,67 из 5)
Загрузка...

Анализ основной деятельности вертикально интегрированных компаний в условиях российского рынка на примере ОАО НК «»Лукойл»»»,» / ВВЕДЕНИЕ Складывающиеся рыночные отношения в отечественном экономическом пространстве стимулируют возможности отхода от традиционного управления предприятием, обусловливают неизбежность и экономическую целесообразность перехода от управления как такового к менеджменту и маркетингу, требуют создания системы эффективных алгоритмов принятия управленческих решений с учетом изменения рыночной конъюнктуры. Стабилизация и развитие нефтегазового комплекса, повышение эффективности его работы в немалой степени зависит от его структурных преобразований путем реформирования и дальнейшего совершенствования нефтяных и газовых компаний. Особую актуальность в настоящее время приобрела проблема вертикальной интеграции и совершенствования структуры нефтяных компаний путем образования вертикально интегрированных структур, объединяющих в единое целое всю технологическую цепочку. Для эффективного функционирования российского нефтяного комплекса крайне важным является создание заинтересованности в соединении усилий предприятий по добыче нефти, ее переработке и сбыту в целях экономии на издержках производства и на базе внедрения новых технологий. Одной из форм обеспечения такой взаимной заинтересованности является образование вертикально интегрированных компаний в форме акционерных обществ или товариществ с подключением предприятий транспорта и нефтепродуктообеспечения. Интеграция позволяет закрепить хозяйственные связи, усилить стимулы для получения наиболее эффективного конечного результата, сконцентрировать ресурсы по наиболее эффективным направлениям технической политики, использовать наиболее эффективно систему взаиморасчетов, в том числе за счет применения расчетных цен, повысить конкурентоспособность российских производителей на внешнем рынке, а также наиболее экономно решать отдельные задачи использования производственной и социальной инфраструктуры. Вертикально интегрированных нефтяных компаний в мире существует около 100, среди них относительно крупных сейчас насчитывается порядка 20. Несмотря на ряд существенных различий как по форме собственности, так и по структуре, их объединяет один общий признак — деятельность по всей цепочке процесса: выявление нефтяных месторождений, добыча нефти, доведение ее до продуктов конечного пользования, и реализация нефтепродуктов потребителю. Целью данной дипломной работы является раскрытие понятия вертикально интегрированных компаний, анализ их основной деятельности в условиях российского рынка. К основным задачам, решаемые данной работой, можно отнести анализ производственной деятельности вертикально интегрированной компании на примере ОАО НК «ЛУКОЙЛ», оценка степени интеграции наиболее крупных вертикально интегрированных российских нефтяных компаний. Исходными материалами для дипломной работы послужили консолидированные финансовые и годовые отчеты рассматриваемых предприятий за последние три года, статьи из нескольких отраслевых журналов. 1 Анализ производственно-хозяйственной деятельности ОАО «Лукойл» 1.1 Краткая характеристика деятельности компании ОАО «ЛУКОЙЛ» — ведущая вертикально-интегрированная нефтяная компания России. Ее основные виды деятельности — операции по разведке и добыче нефти и газа, производство и реализация нефтепродуктов. «ЛУКОЙЛ» сегодня — это: — 2,1% общемировой добычи нефти — компания №1 среди крупнейших мировых частных нефтегазовых компаний по размеру доказанных запасов нефти — компания №3 среди крупнейших мировых частных нефтегазовых компаний по объему добычи нефти — 16,3% общероссийской добычи нефти и 16,7% общероссийской переработки нефти — крупнейшая российская нефтяная бизнес-группа с выручкой в 2012 году более 139 млрд долл. и чистой прибылью более 11 млрд долл. ЛУКОЙЛ реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа в 13 странах мира. Доказанные запасы углеводородов группы «ЛУКОЙЛ» по состоянию на конец 2012 года составляют 17,3 млрд барр. н. э. На Россию приходится 90,6% доказанных запасов Компании и 89,8% добычи товарных углеводородов. За рубежом Компания участвует в проектах по добыче нефти и газа в пяти странах мира. Основная часть деятельности Компании осуществляется на территории четырех федеральных округов РФ — Северо-Западного, Приволжского, Уральского и Южного. Основной ресурсной базой и основным регионом нефтедобычи Компании остается Западная Сибирь, на которую приходится 44% доказанных запасов и 49% добычи углеводородов. На международные проекты приходится 9,4% доказанных запасов Компании и 10,2% добычи товарных углеводородов. Переработка и сбыт являются вторым важным бизнес-сегментом группы «ЛУКОЙЛ». ЛУКОЙЛ владеет нефтеперерабатывающими мощностями в 6 странах мира (с учетом НПК ISAB и НПЗ Zeeland). Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов группы «ЛУКОЙЛ» по состоянию на конец 2012 года составляет 77,1 млн т/год. В России Компании принадлежат четыре нефтеперерабатывающих завода и два мини-НПЗ, а также четыре газоперерабатывающих завода. Кроме того, в состав российских активов группы «ЛУКОЙЛ» входят 2 нефтехимических предприятия. Суммарная мощность российских нефтеперерабатывающих заводов группы «ЛУКОЙЛ» по состоянию на конец 2012 года составляет: 45,7 млн т/год (335 млн барр./год). Сегодня ЛУКОЙЛ выпускает широкий ассортимент высококачественных нефтепродуктов, продукции газопереработки и нефтехимии и реализует свою продукцию оптом и в розницу более чем в 30 странах мира. Новые технологии и инновации являются одними из основных конкурентных преимуществ ОАО «ЛУКОЙЛ». Специалисты Компании занимаются разработкой новейших и модернизацией существующих технологий. Объем финансирования научно-технических работ в 2012 году был увеличен и составил более 157 млн долл. (в 2011 году — более 140 млн долл.). В рамках взаимодействия ОАО «РИТЭК» и Фонда «Сколково» в 2012 году на рассмотрение был представлен проект «Создание инновационного технического комплекса для увеличения нефтеотдачи пластов на основе интеграции тепловых и газовых методов». Для реализации проекта была создана дочерняя структура ОАО «РИТЭК» — ООО «РИТЭК-ИЦ», которой в 2012 году был присвоен статус участника Фонда «Сколково». 1.2 Анализ основных технико-экономических показателей ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2011-2013 г. 1.2.1 Результаты 2013 года В 2013 г. Компания достигла следующих результатов: В сфере разведки и добычи введены в эксплуатацию 9 новых нефтяных и газовых месторождений (в 2012 г. — 8 нефтяных и газовых месторождений). Переломлена тенденция падения добычи нефти и достигнут рост суточных объёмов добычи жидких углеводородов на 1,2% за счёт приобретений активов, увеличения объёмов бурения и геолого-технических мероприятий. На 2,8% увеличены объёмы суточной добычи природного газа по сравнению с 2012 г. В Ираке Компания подошла к финальной стадии подготовки обустройства месторождения Западная Курна-2. В сфере переработки в декабре Группа увеличила свою долю в нефтеперерабатывающем комплексе «ИСАБ» (далее — ИСАБ) с 80 до 100%. Компания продолжила строительство установок гидрокрекинга ВГО на НПЗ в Волгограде и каталитического крекинга на НПЗ в Нижнем Новгороде. В области торговли и сбыта компания в июле начала экспортные отгрузки лёгкой нефти Компании через систему «Восточная Сибирь — Тихий океан» в порту Козьмино. Это позволяет обеспечить реализацию нефти с сохранением её качества и на условиях, превышающих эффективность традиционного экспорта в западном направлении. 1.2.2 Ресурсная база В приведенной ниже таблице 1.1 представлены данные по резервам дочерних компаний Группы и доли «ЛУКОЙЛ» в зависимых компаниях. Таблица 1.1- Запасы углеводородного сырья дочерних компаний и доли «ЛУКОЙЛ» в зависимых компаниях, млн. барр. н. э.

Регионы 1 января 2013 г. 1 января 2014 г. Западная Сибирь 9712 9747 Тимано-Печора 2468 2320 Урал 2217 2286 Поволжье 1063 1238 Прочие регионы России 216 196 За рубежом 1620 1 614 Доказанные запасы нефти и газа 17296 17401 Вероятные запасы нефти и газа 7723 6613 Возможные запасы нефти и газа 4272 3596

* Добыча газа показана до вычета собственного потребления. Доказанные запасы углеводородов Компании на 1 января 2014 г. составили 17 401 млн барр. н. э., в том числе 13 461 млн барр. нефти и 23 642 млрд куб. фут газа. Компенсация добычи приростом доказанных запасов в 2013 г. превысила 100%. Увеличение доказанных запасов за счёт геолого-разведочных работ, эксплуатационного бурения и приобретений составило 822 млн барр. н. э. Поисково-разведочные работы в традиционных регионах деятельности, ускоренный ввод в разработку открытых в 2013 г. месторождений, а также приобретения активов обеспечили основной прирост доказанных запасов. Впервые оцененные доказанные запасы по приобретённым активам (ЗАО «Самара-Нафта» и Имилорско-Источный лицензионный участок) составили 178 млн барр. н. э., недоказанные запасы и условные ресурсы — 991 млн барр. н. э. Руководство Компании ожидает существенного увеличения доказанных запасов по этим активам по мере прогресса в разработке соответствующих месторождений. Руководство Компании ожидает, что объёмы нефти и газа, классифицированные как условные ресурсы, будут переведены в запасы по мере приближения сроков их ввода в разработку, выполнения программы по увеличению объёмов утилизации газа, а также применения новейших технологий, позволяющих осуществлять рентабельную разработку трудноизвлекаемых запасов. 1.2.3 Основные операционные показатели В таблице 1.2 представлены данные по добыче Группой углеводородов за последние три года. Таблица 1.2- Добыча углеводородов

Показатель 2011 г. 2012 г. 2013 г. Темпы прироста 2012/2011 г., % Темпы прироста 2013/2012 г., % Среднесуточная добыча углеводородов, включая долю Компании в зависимых обществах, тыс. барр. н. э./сут. 2145 2178 2194 2 1 -нефть 1926 1953 1921 -0,3 -1,7 — природный и нефтяной газ* 219 225 273 20 18 Удельные затраты на добычу углеводородов, долл./барр. н. э. 3,08 3,58 4,12 34 13

* Товарный газ (за исключением газа, произведенного для собственного потребления). Добыча нефти. В 2013 г. среднесуточная добыча нефти увеличилась на 1,3% по сравнению с 2012 г. Добыча нефти (с учётом доли в добыче зависимых компаний) составила 90,8 млн т (670,1 млн барр.). Основным регионом добычи нефти Группой остаётся Западная Сибирь. В 2013 г. здесь было добыто 54,6% от общего объёма добычи нефти дочерними предприятиями Группы (в 2012 г. — 56,4%). Таблица 1.3- Добыча нефти компаниями Группы по регионам в течение 2013 и 2012 гг., тыс. тонн

Регионы 2013 г. Итого, % Изменение структуры 2012 г. Западная Сибирь 48 208 2,0 — 49 214 Тимано-Печора 15 232 2,6 — 15 634 Урал 13 971 3,5 126 13 498 Поволжье 5 801 61,0 1 820 3 603 Прочие регионы России 1 903 0,2 — 1 899 Добыча в России 85 115 1,5 1 946 83 848 Добыча за рубежом 3 143 6,0 75 3 342 Итого добыча дочерними компаниями Группы 88 258 1,2 1 871 87 190 Доля Группы в добыче зависимых компаний: — в России 366 5,2 63 386 — за рубежом 2 183 4,3 — 2 280 Итого добыча 90 807 1,1 1 808 89 856

Снижение добычи нефти в Западной Сибири произошло вследствие естественного истощения запасов и роста обводнённости. Рост темпов обводнённости привёл также к снижению добычи и на Южно-хыльчуюском месторождении в Тимано-Печоре. Однако это снижение объёмов добычи было компенсировано за счёт приобретения новых добывающих активов. Органический прирост добычи нефти в России был достигнут благодаря разработке месторождения им. Ю. Корчагина на Каспии и новых месторождений в Тимано-Печоре, a также в результате успешного применения новых технологий и увеличения объёмов бурения в традиционных регионах. Таким образом среднедневная добыча жидких углеводородов в России выросла по сравнению с 2012 г. на 1,7%. Структурный прирост добычи в России произошёл благодаря приобретению 100%-й доли в ЗАО «Самара-Нафта» и увеличению доли владения в ЗАО «Кама-ойл» с 50% до 100% во втором квартале 2013 г. При этом переход ЗАО «Кама-ойл» из зависимых в дочерние предприятия привёл к некоторому структурному снижению в доле Группы в добыче нефти зависимыми предприятиями в России. Структурное снижение добычи нефти за рубежом произошло в результате продажи в конце второго квартала 2012 г. государственной компании «КазМунайГаз» 1,5% (10% нашей доли) в консорциуме «Карачаганак Петролеум Оперейтинг» (далее — КПО), ведущем добычу углеводородов в Казахстане. Наряду с добычей нефти Группа осуществляет её закупки в России и на международных рынках. В России нефть в основном приобретается у зависимых компаний и прочих производителей для последующей переработки или экспорта. Нефть, приобретённая на международных рынках, используется в торговых операциях, поставляется на зарубежные нефтеперерабатывающие предприятия Группы или передаётся на процессинг на сторонние заводы. Таблица 1.4- Доля закупки нефти Группой

Показатель 2011 г. 2012 г. 2013 г. тыс. барр. тыс. т. тыс. барр. тыс. т. тыс. барр. тыс. т. Закупки нефти в России 4 010 547 1 994 272 5 447 743 Закупки нефти за рубежом 56 683 7 733 28 170 3 843 48 416 6 605 Закупки нефти за рубежом для переработки 95 070 12 970 91 713 12 512 75 607 10 315 Итого закупки нефти 155 763 21 250 121 877 16 627 129 470 17 663

Значительная часть закупок нефти Группой производилась в целях её переработки. По сравнению с 2012 г. объём закупок нефти для поставки на зарубежные нефтеперерабатывающие заводы сократился на 17,6%, что было в основном связано с ростом поставок собственной нефти наряду со снижением объёмов переработки на заводах Группы за рубежом. При этом закупки для торговых операций увеличились на 71,9% для компенсации снижения экспорта нефти из России. Добыча газа и выработка жидких углеводородов. В 2013 г. добыча товарного газа с учётом доли в добыче зависимых компаний составила 20 391 млн куб. м газа (120 млн барр. н. э.), что на 2,3% больше, чем в 2012 г. Основным газовым месторождением Группы является Находкинское, где добыча природного газа в 2013 г. составила 8 272 млн куб. м (в 2012 г. — 8 041 млн куб. м). Объёмы добычи газа за рубежом по сравнению с 2012 г. увеличились на 1,4%. В 2013 г. выработка жидких углеводородов на газоперерабатывающих заводах Группы в Западной Сибири, на Урале и в Поволжье составила 13,7 млн барр. н. э. по сравнению с 13,6 млн барр. н. э. в 2012 г. 1.2.4 Переработка, торговля и сбыт Группа владеет и управляет четырьмя нефтеперерабатывающими заводами, расположенными в Европейской части России, и тремя заводами за рубежом — в Болгарии, Румынии и Италии. Кроме того, Группа владеет 45%-й долей в нефтеперерабатывающем заводе «Зееланд» (далее — Зееланд) в Нидерландах. В декабре 2013 г. Группа получила полный контроль над ИСАБ после приобретения оставшейся 20%-й доли. Изначально Группа приобрела 49%-ю долю в этом комплексе в декабре 2008 г., затем увеличила её до 60% в апреле 2011 г., а в сентябре 2012 г., — до 80% и таким образом приобрела контроль над ИСАБ. Начиная с сентября 2012 г. ИСАБ перестал быть зависимой компанией и стал консолидируемым дочерним предприятием Группы. По сравнению с 2012 г. производство нефтепродуктов на дочерних и зависимых НПЗ Группы увеличилось на 0,7%. Производство нефтепродуктов на российских НПЗ увеличилось на 2,3% на фоне низких объёмов переработки на НПЗ в Нижнем Новгороде в 2012 г. по причине текущего ремонта. На зарубежных НПЗ производство нефтепродуктов уменьшилось на 2,5%. Прирост доли Группы в выпуске нефтепродуктов на ИСАБ был нивелирован за счёт снижения выработки нефтепродуктов в результате планового ремонта в 2013 г. Кроме того, в результате изменения рыночной конъюнктуры и остановки на техническое обслуживание НПЗ Группы в Румынии объём производства на нём снизился по сравнению с 2012 г. на 14,1%. Компания инвестирует значительные средства в модернизацию НПЗ с целью занять лидирующее положение в России по производству экологичного топлива высокого качества. Начиная с 1 июля 2012 г. все производимые Группой в России бензины и большая часть дизельного топлива соответствуют классу Евро-5. Наряду с собственным производством нефтепродуктов Группа может также перерабатывать нефть на сторонних заводах в зависимости от рыночной конъюнктуры и других факторов. В рассматриваемых периодах Группа перерабатывала нефть на сторонних НПЗ в Беларуси (с января 2012 г. по август 2013 г. включительно) и Казахстане. Таблица 1.5- Данные об объемах переработки нефти, а также об объемах приобретенных нефтепродуктов, тыс. барр./сут

Показатель 2011 г. 2012 г. 2013 г. Темпы прироста 2012/2011 г., % Темпы прироста 2013/2012 г., % Собственная переработка нефти 978 1044 1 113 12,1 6,2 Переработка нефти на сторонних и зависимых НПЗ 100 93 120 16,7 22,5 Итого переработка нефти 1 078 1137 1 233 21 7,8 Производство нефтепродуктов на НПЗ Группы в России* 37 459 40 381 42 067 11 4 Производство нефтепродуктов на НПЗ Группы за рубежом 3 002 3 270 10 388 71 69 Итого производство нефтепродуктов на НПЗ Группы 45 670 48 819 52 455 13 7 Производство нефтепродуктов на сторонних НПЗ в России 3 002 3 270 2 881 -4,2 -13,5 Производство нефтепродуктов на сторонних и зависимых НПЗ за рубежом 1 586 945 2 701 45 65 Итого производство нефтепродуктов на сторонних и зависимых НПЗ 5 582 4 588 4 215 -32 -8,8 Закупки нефтепродуктов в России 919 1 543 1 635 43,8 5,6 Закупки нефтепродуктов за рубежом 36 034 38 745 38 743 7 -0,01 Итого закупки нефтепродуктов 36 953 40 288 40 378 8,5 0,2

* Без учета мини-НПЗ. 1.2.4 Экспорт нефти и нефтепродуктов из России Таблица 1.6- Объем экспорта нефти из России предприятиями Группы

Покзатель 2011 г. 2012 г. 2013 г. тыс. барр. тыс. т. тыс. барр. тыс. т. тыс. барр. тыс. т. Экспорт нефти через «Транснефть» 215 605 29 414 223 185 30 448 185 500 25 307 Экспорт нефти, минуя «Транснефть» 38 739 5 285 31 418 4 286 47 770 6 517 Итого экспорт нефти из России 254 344 34 699 254 603 34 734 233 270 31 824

/ Рисунок 1.1 — Соотношение добычи, переработки нефти и экспорта нефти и нефтепродуктов Объём экспорта нефти в 2013 г. по сравнению с 2012 г. снизился на 8,4%. В 2013 г. Компания экспортировала 37,4% добытой в России нефти (в 2012 г. — 41,4%). Причинами снижения объёмов экспорта стали увеличение продаж нефти внутри страны и рост переработки на российских заводах Группы. Весь объём экспорта нефти, минуя «Транснефть», в рассматриваемых периодах осуществлялся через собственную инфраструктуру Компании. В 2013 г. экспорт нефтепродуктов увеличился на 3,9% по сравнению с 2012 г. и составил 23,4 млн т. В основном Группа экспортировала из России дизельное топливо, мазут и газойль, которые в совокупности составили около 88,9% от всего объёма экспортируемых нефтепродуктов. В 2013 г. выручка от экспорта нефти и нефтепродуктов зарубежным компаниям Группы и третьим лицам составила 22 885 млн долл. США и 17 309 млн долл. США соответственно (25 174 млн долл. США по нефти и 16 779 млн долл. США по нефтепродуктам в 2012 г.). 1.2.5 Сравнение результатов деятельности Компании в 2013, 2012 и 2013 гг. В приведенной ниже таблице 1.7 отражены объемы продаж за указанные периоды. Таблица 1.7- Объемы продаж, тыс. тонн

Объемы продаж 2011 г. 2012 г. 2013 г. Общие продажи нефти, всего 48 257 39 202 41 900 В том числе экспорт и продажи на международных рынках, кроме стран СНГ 37 612 30 350 28 243 Экспорт и продажи в странах СНГ 6 184 4 314 5 168 Продажи на внутреннем рынке 4 461 4 538 8 489 Общие продажи нефтепродуктов, всего 102 586 112 982 117 270 В том числе экспорт и продажи на международных рынках — оптовая реализация 76 313 85 917 90 097 — розничная реализация 6 945 6 568 6 580 Продажи на внутреннем рынке — оптовая реализация 11 024 11 641 11 432 — розничная реализация 8 304 8 856 9 161 Объемы продаж нефти и нефтепродуктов, всего 150 843 152 184 159 170

Ниже в таблицах 1.8 приведен анализ основных финансовых показателей отчетности за последние три года. Табл. 1.8- Выручка от реализации, млн. долл. США

Продажи по видам продукции 2011 г. 2012 г. 2013 г. Общие продажи нефти, всего 34 093 27 670 27 341 В том числе экспорт и продажи на международных рынках, кроме стран СНГ 30 132 24 414 22 350 Экспорт и продажи в странах СНГ 2 390 1 622 1 920 Продажи на внутреннем рынке 1 571 1 634 3 071 Общие продажи нефтепродуктов, всего 91 577 103 407 91 577 В том числе экспорт и реализация на международных рынках — оптовая реализация 65 060 75 880 76 966 — розничная реализация 11 275 10 724 10 830 Продажи на внутреннем рынке — оптовая реализация 7 349 8 113 8 053 — розничная реализация 7 893 8 690 9 423 Общие продажи нефтехимических продуктов, всего 2 009 1 410 1 822 В том числе экспорт и продажи на международных рынках 1 095 922 936 Продажи на внутреннем рынке 914 418 886 Общие продажи газа и продукции его переработки, всего 2 879 3 477 3 448 В том числе экспорт и продажи на международных рынках 1 878 2 385 2 295 Продажи на внутреннем рынке 1 001 1 092 1 153 Реализация энергии и сопутствующих услуг 1 472 1 394 1 575 Прочие продажи 1 620 1 813 1 994 Продажи всего 133 650 139 171 141 452

Далее в таблице 1.9 приводятся подробные данные по статьям доходов и расходов консолидированных отчетов о прибылях и убытках за последние три года. Таблица 1.9- Статьи доходов и расходов Группы за последние три года, млн. долл. США

Показатель 2011 г. 2012 г. 2013 г. Выручка Выручка от реализации (включая акцизы и экспортные пошлины) 133 650 139 171 141 452 Затраты и прочие расходы Операционные расходы 9 055 9 359 10 086 Стоимость приобретенных нефти, газа и продуктов их переработки 59 694 64 148 65 924 Транспортные расходы 6 121 6 171 6 290 Коммерческие, общехозяйственные и административные расходы 3 822 3 755 3 849 Износ и амортизация 4 473 4 832 8 756 Налоги (кроме налога на прибыль) 12 918 13 666 13 803 Акцизы и экспортные пошлины 22 217 22 836 22 334 Затраты на геолого-разведочные работы 532 364 602 Убыток от выбытия и снижения стоимости активов 1663 30 2 561 Прибыль от основной деятельности 13 155 14 070 10 247 Расходы по процентам 694 538 488 Доходы по процентам и дивидендам 211 257 239 Доля в прибыли компаний, учитываемых по методу долевого участия 690 518 575 (Убыток) прибыль по курсовым разницам 301 512 443 Прочие внеоперационные расходы 58 72 328 Прибыль до налогообложения 13 119 13 723 10 458 Налог на прибыль 3 293 2 798 2 831 Чистая прибыль 9 826 10 925 7 627

В 2013 г. выручка от реализации увеличилась на 2 281 млн долл. США, или на 1,6%, по сравнению с 2012 г. (в 2012 г. выручка от реализации увеличилась на 5 521 млн долл. США, или на 4,1%, по сравнению с 2011 г.) Выручка от продаж нефти уменьшилась на 329 млн долл. США, или на 1,2% (в 2012 г. — уменьшилась на 6 423 млн долл. США, или на 18,8%). Выручка от продаж нефтепродуктов выросла на 1 865 млн долл. США, или на 1,8% (в 2012 г. — выросла на 11 830 млн долл. США, или на 12,9%). Динамика основных финансовых результатов компании за 2011-2013 г. представлена на рисунке 1.2. / Рисунок 1.2 — Динамика основных финансовых результатов компании за 2011-2013 г. Реализация нефти Сравнение 2013 и 2012 гг. В 2013 г. объёмы продаж нефти за рубежом снизились на 1 253 тыс. т, или на 3,6%, вследствие снижения экспорта из России при росте поставок собственной нефти на зарубежные заводы Группы. Наряду со снижением цен это привело к снижению выручки от продаж нефти за рубежом на 6,8%, или на 1 766 млн долл. США. При этом объёмы продаж нефти на внутреннем рынке по сравнению с 2012 г. увеличились почти в два раза благодаря росту спроса на нефть на внутреннем рынке и существенному увеличению её добычи в России. Таким образом, по сравнению с 2012 г. выручка от продажи нефти в России выросла на 87,9%, или на 1 437 млн долл. США. В 2013 г. выручка от экспорта нефти из России компаниям Группы и третьим лицам составила 22 885 млн долл. США. Сравнение 2012 и 2011 гг. По сравнению с 2011 г. выручка от продаж нефти в 2012 г. снизилась на 6 423 млн долл. США, или на 18,8%, в результате снижения объёмов реализации на 18,8%, или на 9 055 тыс. т, вследствие падения объёмов торговых операций, роста переработки и снижения добычи нефти. В 2012 г. выручка от экспорта нефти из России компаниям Группы и третьим лицам составила 25 174 млн долл. США. Реализация нефтепродуктов Сравнение 2013 и 2012 гг. По сравнению с 2012 г. выручка от оптовой реализации нефтепродуктов за пределами России увеличилась на 1 086 млн долл. США, или на 1,4%. Рост выручки произошел в результате увеличения объёмов продаж на 4,9% в из-за увеличения объёмов торговых операций. При этом цены реализации снизились по сравнению с 2012 г. на 3,3%. По сравнению с 2012 г. объёмы розничных продаж и розничные цены реализации за пределами России существенно не изменились, и выручка от розничных продаж осталась примерно на прежнем уровне. В 2013 г. выручка от оптовых продаж нефтепродуктов в России существенно не изменилась. Снижение объёмов продаж на 209 тыс. т, или на 1,8%, было компенсировано ростом цен на 1,1%. Выручка от розничной реализации нефтепродуктов в России в 2013 г. увеличилась на 733 млн долл. США, или на 8,4%. Объём розничных продаж в 2013 г. увеличился на 3,4% в результате роста спроса на моторные топлива. При этом средняя цена реализации увеличилась на 4,8% по сравнению с 2012 г. В 2013 г. выручка от экспорта нефтепродуктов из России компаниям Группы и третьим лицам составила 17 309 млн долл. США. Сравнение 2012 и 2011 гг. В 2012 г. выручка от оптовой реализации нефтепродуктов на международных рынках увеличилась на 10 820 млн долл. США, или на 16,6%. Увеличение выручки произошло за счёт роста средних цен реализации на 3,6%, а также увеличения объёмов продаж на 12,6%. В 2012 г. выручка от реализации нефтепродуктов через розничную сеть Группы за рубежом снизилась на 551 млн долл. США, или на 4,9%. Средние цены реализации в 2012 г. увеличились на 0,6%, в то время как объёмы продаж снизились на 5,4%, или на 377 тыс. т, в основном в результате реструктуризации нашей розничной сети в США. По сравнению с 2011 г. выручка от оптовых продаж нефтепродуктов в России увеличилась на 764 млн долл. США, или на 10,4%. Это связано с изменением средней цены реализации нефтепродуктов и объёмов реализации, которые в 2012 г. увеличились на 4,5% и 5,6% соответственно. Выручка от розничной реализации нефтепродуктов в России в 2012 г. увеличилась на 797 млн долл. США, или на 10,1%. Объём розничных продаж увеличился на 6,6% в результате роста спроса на моторное топливо в России. Средняя цена реализации увеличились на 3,2% по сравнению с 2011 г. В 2012 г. выручка от экспорта нефтепродуктов из России компаниям Группы и третьим лицам составила 16 779 млн долл. США. Реализация продуктов нефтехимии Сравнение 2013 и 2012 гг. Выручка от продаж продуктов нефтехимии в 2013 г. увеличилась на 412 млн долл. США, или на 29,2%. Объём продаж на внутреннем рынке вырос на 413 тыс. т, или на 121,5%, в результате возобновления производства на нефтехимическом заводе Группы в Ставропольском крае в конце третьего квартала 2012 г. Однако объём реализации продуктов нефтехимии за рубежом в 2013 г. снизился на 18,1% вследствие временной остановки завода «Карпатнефтехим Лтд.» на Украине из-за неблагоприятной экономической конъюнктуры. Сравнение 2012 и 2011 гг. Выручка от продаж продуктов нефтехимии в 2012 г. снизилась на 599 млн долл. США, или на 29,8%, вследствие пожара на нефтехимическом заводе в Ставропольском крае в декабре 2011 г. По сравнению с 2011 г. объём реализации продуктов нефтехимии в России снизился на 55,0%, а за рубежом — на 8,2% Реализация газа и продуктов его переработки Сравнение 2013 и 2012 гг. В 2013 г. продажи газа и продукции его переработки уменьшились на 29 млн долл. США, или на 0,8%. Оптовая выручка от продаж продукции газопереработки снизилась на 146 млн долл. США, или на 11,0%. Средние цены оптовой реализации продукции газопереработки уменьшились на 2,0%. Объёмы оптовой реализации продукции газопереработки снизились на 9,2% в результате плановых ремонтов, проведённых на газоперерабатывающих заводах Группы на Урале и в Западной Сибири. Розничная выручка от реализации продукции газопереработки увеличилась в 2013 г. на 12 млн долл. США, или на 2,0%. В 2013 г. выручка от продаж природного газа увеличилась на 105 млн долл. США, или на 6,8%, в результате роста цен на природный газ в России по сравнению с 2012 г. Сравнение 2012 и 2011 гг. В 2012 г. продажи газа и продуктов его переработки увеличились на 598 млн долл. США, или на 20,8%. Оптовая выручка от продаж продуктов газопереработки увеличилась в 2012 г. на 129 млн долл. США, или на 10,8%. Средние цены оптовой реализации продуктов газопереработки снизились на 2,4%, в то время как объёмы реализации увеличились на 13,6%. Розничная выручка от реализации продуктов газопереработки осталась на уровне 2011 г. Выручка от продаж природного газа в 2012 г. увеличилась на 422 млн долл. США, или на 48,8%. Рост выручки произошел как в России, так и за рубежом. Основной причиной роста на внутреннем рынке стало увеличение цены реализации газа Газпрому на 37,0%. Рост выручки за рубежом в основном был связан с ростом объёмов и цен реализации природного газа в Узбекистане. Реализация прочей продукции Выручка от реализации прочей продукции включает в себя нетопливную выручку нашей розничной сети, выручку от оказания транспортных услуг, услуг по добыче и переработке нефти, по аренде, а также выручку от реализации производственными и сбытовыми компаниями Группы услуг и товаров, не связанных с их основной деятельностью. Сравнение 2013 и 2012 гг. В 2013 г. прочие продажи выросли на 181 млн долл. США, или на 10,0%. С сентября 2012 г. после приобретения контроля над ИСАБ реализация прочей продукции включает в себя также выручку от услуг по переработке нефти, оказанных этим нефтеперерабатывающим комплексом. В 2013 г. такая выручка составила 218 млн долл. США. Сравнение 2012 и 2011 гг. В 2012 г. прочие продажи выросли на 193 млн долл. США, или на 11,9%. Этот рост включает выручку в сумме 85 млн долл. США от услуг по переработке нефти, оказанных комплексом ИСАБ в сентябре — декабре 2012 г. Таблица 1.10- Операционные расходы, млн. долл. США

Показатель 2011 г. 2012 г. 2013 г. Затраты на добычу углеводородов 3771 3681 4335 Затраты на переработку на НПЗ Группы 1418 1669 2170 Затраты на переработку на сторонних и зависимых НПЗ 897 798 286 Затраты по процессингу нефти на ИСАБ — 64 185 Затраты предприятий энергетики 617 619 717 Затраты предприятий нефтехимии 343 303 235 Затраты по транспортировке нефти до НПЗ 1060 1241 1265 Прочие операционные расходы 949 804 808 Итого 9055 9359 10086

Методика распределения операционных расходов, используемая в приведённой таблице, отличается от подходов, используемых при подготовке данных для Примечания 21 «Сегментная информация» к консолидированной финансовой отчётности. Расходы в сегментной отчётности группируются на основании принадлежности компаний к тому или иному операционному сегменту и не делятся по видам расходов в рамках одной компании. Операционные расходы для целей настоящего анализа сгруппированы исходя из природы понесённых затрат. В 2013 г. операционные расходы увеличились на 727 млн долл. США, или на 7,8%. Затраты на добычу углеводородов В состав затрат на добычу входят расходы на ремонт добывающего оборудования, оплату труда, затраты на проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, на приобретение ГСМ, оплату электроэнергии, на стоимость выработки жидких углеводородов, страхование имущества и иные аналогичные затраты. Сравнение 2013 и 2012 гг. Затраты на добычу в 2013 г. увеличились на 474 млн долл. США, или на 12,3%, в результате роста расходов на энергию вследствие роста тарифов, а также затрат на ремонты, повышение нефтеотдачи пластов и техническое обслуживание. Кроме того, в состав расходов на добычу углеводородов в 2013 г. входят расходы ЗАО «Самара-Нафта», приобретенного в апреле 2013 г., в размере 68 млн долл. США. Средняя величина удельных затрат на добычу углеводородов увеличилась с 5,04 до 5,58 долл./барр. н. э., или на 10,7%. Сравнение 2012 и 2011 гг. Затраты на добычу в 2012 г. увеличились на 90 млн долл. США, или на 2,4%. Рост затрат на повышение нефтеотдачи пластов, энергию, ремонты и техническое обслуживание, а также заработную плату был в значительной степени компенсирован обесценением рубля к доллару США. Средняя величина удельных затрат на добычу углеводородов в 2012 г. возросла с 4,96 до 5,04 долл./барр. н. э. Затраты на переработку на собственных НПЗ Сравнение 2013 и 2012 гг. Затраты на переработку на собственных НПЗ выросли на 501 млн долл. США, или на 30,0%. Затраты на переработку на собственных заводах в России увеличились на 1,3%, или на 15 млн долл. США, по сравнению с 2012 г. Увеличение затрат в связи с ростом объёма производства и затрат на энергию было компенсировано снижением потребления и стоимости присадок. Затраты на переработку на наших заводах за рубежом выросли на 92,0%, или на 486 млн долл. США. Основной причиной роста стало получение контроля над ИСАБ в сентябре 2012 г. (подробнее см. раздел Переработка, торговля и сбыт). Сравнение 2012 и 2011 гг. В 2012 г. затраты на переработку на собственных НПЗ выросли на 251 млн долл. США, или на 17,7%. В 2012 г. затраты на переработку на собственных заводах в России выросли на 2,6%, или на 29 млн долл. США. Рост расходов за счёт увеличения потребления присадок и роста их стоимости, а также плановых ремонтов был компенсирован за счёт обесценения рубля. Затраты на переработку на наших заводах за рубежом в 2012 г. выросли на 72,5%, или на 222 млн долл. США. Основной причиной роста стало получение контроля над ИСАБ в сентябре 2012 г. (подробнее см. раздел Переработка, торговля и сбыт). Затраты на переработку на сторонних и зависимых НПЗ Наряду с собственным производством нефтепродуктов Группа перерабатывает нефть на сторонних и зависимых НПЗ за рубежом. Сравнение 2013 и 2012 гг. В 2013 г. затраты на переработку на сторонних и зависимых НПЗ снизились на 64,2%, или на 512 млн долл. США, в связи с приобретением Группой контроля над ИСАБ в сентябре 2012 г. (подробнее см. раздел Переработка, торговля и сбыт) и прекращением переработки нефти на сторонних НПЗ в Беларуси с сентября 2013 г. Сравнение 2012 и 2011 гг. Затраты на переработку на сторонних и зависимых НПЗ в 2012 г. снизились на 11,0%, или на 99 млн долл. США. Снижение затрат по сравнению с 2011 г. объясняется приобретением Группой контроля над ИСАБ в сентябре 2012 г. (подробнее см. раздел Переработка, торговля и сбыт), что было частично компенсировано за счёт начала переработки нефти на сторонних НПЗ в Беларуси с первого квартала 2012 г. Затраты предприятий нефтехимии Сравнение 2013 и 2012 гг. В 2013 г. затраты предприятий нефтехимии увеличились на 17 млн долл. США, или на 5,6%. Рост расходов в России, связанный прежде всего с возобновлением производства на нефтехимическом заводе Группы в Ставропольском крае в конце третьего квартала 2012 г., был частично компенсирован снижением расходов завода «Карпатнефтехим Лтд.» на Украине по причине его остановки из-за неблагоприятной экономической конъюнктуры. Сравнение 2012 и 2011 гг. В 2012 г. затраты предприятий нефтехимии снизились на 40 млн долл. США, или на 11,7%. Несмотря на резкое сокращение производства в результате пожара, повредившего установку по производству этилена на заводе в Ставропольском крае, операционные расходы завода существенно не снизились вследствие проведения ремонта на других объектах завода. Снижение расходов в результате падения объёмов выработки на других нефтехимических заводах Группы и ослабления местных валют к доллару США было частично компенсировано приобретением Группой в сентябре 2012 г. контроля над ИСАБ, на котором так же производится продукция нефтехимии. Затраты на транспортировку нефти до НПЗ Затраты на транспортировку нефти до НПЗ включают затраты по транспортировке трубопроводным, железнодорожным и морским транспортом собственной нефти Группы до перерабатывающих мощностей для последующей переработки. Сравнение 2013 и 2012 гг. Затраты на транспортировку нефти до НПЗ увеличились на 24 млн долл. США, или на 1,9%. Рост объёмов поставок нефти, добытой Группой в России, на наши НПЗ за пределами Таможенного союза был частично компенсирован прекращением переработки нефти на сторонних НПЗ в Беларуси. Сравнение 2012 и 2011 гг. Затраты на транспортировку нефти до НПЗ в 2012 г. увеличились на 181 млн долл. США, или на 17,1%. Причиной роста расходов стали поставки нефти на сторонние НПЗ в Беларуси, где Группа начала переработку нефти в первом квартале 2012 г. Затраты предприятий энергетики Сравнение 2013 и 2012 гг. В 2013 г. затраты предприятий энергетики увеличились на 98 млн долл. США, или на 15,8%, в результате ввода в эксплуатацию парогазовой установки мощностью 410 МВт в Краснодаре в конце 2012 г. и двух парогазовых установок общей мощностью 235 МВт в Астрахани в середине 2013 г. и соответствующего роста выработки электроэнергии в 2013 г. Сравнение 2012 и 2011 гг. В 2012 г. затраты предприятий энергетики увеличились на 2 млн долл. США, или на 0,3%. Прочие операционные расходы Прочие операционные расходы включают в себя затраты добывающих и перерабатывающих предприятий Группы, не связанные с их основной деятельностью. Среди них затраты на реализацию транспортных услуг и услуг по добыче, а также стоимость прочих товаров и услуг, реализуемых производственными и сбытовыми компаниями Группы, и расходы непрофильных предприятий Группы. Сравнение 2013 и 2012 гг. В 2013 г. прочие операционные расходы увеличились на 4 млн долл. США, или на 0,5%. Сравнение 2012 и 2011 гг. В 2012 г. прочие операционные расходы снизились на 145 млн долл. США, или на 15,3%. В основном это снижение было вызвано изменением величины обязательств, связанных с выбытием активов. 2. ОСОБЕННОСТИ ВЕРТИКАЛЬНО-ИНТЕГРИРОВАННЫХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ 2.1 Понятия, виды и причины вертикальной интеграции. Степень вертикальной интеграции Вертикальная интеграция возникает в первую очередь там, где существует технологическая взаимозависимость между последовательно происходящими производственными процессами. Она представляет собой кооперацию между несколькими, принадлежащими холдингу компаниями или дивизионами (филиалами) корпорации, обеспечивая, тем самым, достаточную гибкость при решении технологических и управленческих задач. При этом следует отличать вертикальную интеграцию, объединяющую несколько самостоятельных бизнесов, от последовательного производственного цикла в одной компании. Вопросу вертикальной интеграции посвящено достаточно большое количество работ. Это объясняется тем большим значением, которая она играет в жизни многих компаний. Выбор схемы реализации вертикальной интеграции в виде дочерних компаний или филиалов зависит, прежде всего, от действующих в стране законов, принятой деловой практики и определяется в рамках корпоративной стратегии. Вертикальная интеграция играет важную роль в нефтегазовом бизнесе. Она представляет собой сочетание различных производственных процессов внутри одной компании или группы компаний, которые могут осуществляться в нескольких географических районах: от разведки нефтяных и газовых месторождений до добычи углеводородов, их дальнейшей переработки и реализации конечному потребителю («от скважины до бензоколонки»). Такие производственные процессы, как бурение скважин и их ремонт, транспортировка углеводородов и другие, многими компаниями включаются в upstream или downstream. Компании, выполняющие подобные работы, называются сервисными компаниями. Они позволяют добиваться более эффективного выполнения coответствующих функций в основном бизнесе нефтяной компании. Вертикальная интеграция позволяет компаниям снижать бизнес-риски, увеличивая их рыночную и экономическую стоимость. Классификация вертикальной интеграции: — полная интеграции, при этом компания осуществляет весь цикл производственно-технологического процесса, возникает единая цепочка стоимости; — неполная или частичная интеграция, при этом часть продукции производится компанией самостоятельно, а другая часть приобретается на рынке; — квазиитеграция возникает вследствие взаимодействия с другими компаниями (через создание альянсов, ассоциаций) без осуществления расходов (за исключением организационных), но и без перехода прав собственности. Классификация вертикальной интеграции представлена на рисунке 2.1. По характеру направленности интеграции и положению компаний в технологической цепочке или цепочке создания ценности вертикальная интеграция может быть разделена на прямую и обратную интеграцию. Компании могут интегрироваться «назад» к поставщикам сырья и полуфабрикат — восходящая интеграция, — обеспечивая гарантированными поставками выполнение своего производственного процесса. Другой целью такой интеграции может стать желание получить доступ к новой технологии, критичной для основного бизнеса. Компании, интегрирующиеся «вперед», объединяют свои усилия с производителями полуфабрикатов, конечной продукции, розничными сетями в зависимости от местоположения интегрирующейся компании в операционной цепочке — нисходящая интеграция. Такой вид интеграции позволяет получить большее количество информации о своих потребителях и осуществлять контроль за состояние дел в последующих звеньях производственной цепочки. В нефтегазовом бизнесе к upstream относятся разведка и добыча углеводородов, к downstream — переработка и маркетинг (реализация). *Все без исключения нефтяные компании в России созданы на базе государственных приватизированных предприятий. К категории новых АО могут быть отнесены только дочерние предприятия, созданные самой нефтяной Группой. Рисунок 2.1- Классификация вертикально интегрированных нефтяных компаний Эффективность вертикальной интеграции особенно высока при создании полного производственного цикла с продажами и обслуживанием конечных потребителей продукции, исключая появление перепродавцов. Одной из главных целей вертикальной интеграции является снижение издержек вследствие замены рыночного обмена внутренней организацией. Это достигается сокращением трансакционных издержек на рынках полуфабрикатов, при организации продаж готовой продукции, то есть с помощью интернализации, которая представляет собой замену рыночного обмена на внутреннюю организацию. В этом случае отдельные бизнесы могут быть включены в состав корпорации на правах дивизиона. Однако, начиная с определенного размера корпорации, стоимость административных и организационных расходов может превысить экономию от интернализации, поэтому более привлекательным становится рыночный обмен. В тех случаях, когда бизнесы представлены дочерними компаниями или даже группами компаний, возможно использование механизма трансфертных цен для снижения налогов с оборота и НДС, увеличивая тем самым стоимость компаний. С помощью вертикальной интеграции появляется возможность добиться снижения возникающих рисков: — интеграция «назад» гарантирует обеспечение сырьем в момент его дефицита и защиту от ценового диктата со стороны независимых поставщиков; — интеграция «вперед» позволяет влиять на рынки, обеспечивая продажу своей продукции и защиту от диктата цен со стороны перепродавцов. В процессе подготовки вертикально интегрированной холдинговой компанией единой стратегии группы компаний появляется возможность лучшего понимания происходящих в каждом из бизнесов и изменений, согласовывать и координировать действия каждой компании в отдельности и всей группы в целом. Наличие собственного внутреннего производства и потребления, частично покрывающего потребности или обеспечивающего продажи, позволяет добиваться наилучших условий со стороны независимых поставщиков или потребителей, увеличивая прибыль и сохраняя гибкость. Интенсивность вертикальной интеграции зависит как от отрасли, так и от тех возможностей, которыми обладает та или иная компания. Вертикально интегрированный нефтяной концерн представляет собой группу компаний, принадлежащих холдингу и объединенных в несколько бизнесов: разведка и добыча нефти, ее переработка, нефтехимия и химия, заправочные сети, а также сервисные компании, которые могут быть также выделены в самостоятельные бизнесы. Вертикальная интеграция позволяет компании снизить капитальные и эксплуатационные затраты за счет уменьшения суммы уплачиваемых налогов, стоимости затрат зa счет снижения рисков, экономии времени, затрачиваемом на подготовку контрактов, обеспечения стабильности цен и поставок. Последнее условие может быть выполнено с использованием таких мер, как отказ от консервации скважин, даже при существовании низких цен на нефть, а также с помощью максимальной загрузки скважин и снижения времени простоя. Недостатки вертикальной интеграции проявляются при неудачно сложившейся рыночной конъюнктуре, когда компании необходимо покрывать постоянные затраты от убыточных бизнесов. Кроме того, низкорентабельные или ставшие малоперспективными бизнесы снижают рыночную стоимость вертикально интегрированной компании. Измерение степени вертикальной интеграции. Вертикальная интеграция в нефтяном бизнесе существует более 100 лет, и на сегодняшний день практически все нефтегазовые компании являются вертикально интегрированными. Ведущие нефтяные компании являются владельцами значительных запасов нефти, нефтеперерабатывающих заводов, нефтепроводов и заправочных сетей. Степень интеграции нефтяной отрасли — самая высокая из всех отраслей промышленности, согласно, этот показатель равен 0,67, для сравнения, в машиностроении — 0,305, пищевой промышленности — 0,303. Тем не менее, в нефтяной промышленности еще остаются неинтегрированные или, по-другому, независимые компании, которые не могут или не хотят интегрироваться в силу разных причин. Несмотря на то, что их число сокращается, они занимают определенную нишу. Независимые компании могут выжить на рынке за счет уменьшения нормы прибыли, специализации, отказа от больших размеров бизнеса, используя в качестве своего преимущества не эффект масштаба, а гибкость и оперативность работы с покупателями, либо, занимая ниши, которые неинтересны крупным компаниям в силу таких причин как: географические особенности, небольшие рентабельность или размер рынка. Принятие решения о степени вертикальной интеграции компании или группы компаний зависит от приобретаемых выгод и цены, которую необходимо за них заплатить. В этом случае возникает необходимость выбора, что лучше: создание небольшой вертикально интегрированной компании или достаточно крупной специализированной компании, например, нефтедобывающей? Увеличение капитала за счет привлечения новых акционеров или присоединение к крупному вертикально интегрированному холдингу? При принятии решения необходимо учитывать не только возникающие прямые экономические эффекты, но и эффекты, создаваемые единой корпоративной стратегией и более эффективным оперативным управлением компаниями. Получаемые от вертикальной интеграции выгоды должны превышать расходы на ее осуществление с учетом возможных изменений бизнес-среды, временной стоимости денег и возможных рисков. При определении степени вертикальной интеграции должно быть учтено условие сохранения финансовой устойчивости компании. Излишне приобретенные мощности могут создать отрицательный эффект в случае изменения конъюнктуры рынка, возникновения непредвиденных ситуаций (аварий, военных действий в районе и т.п.) или ошибок, которые могут быть совершены менеджерами при управлении компанией или отдельными бизнесами. При ухудшении рыночной конъюнктуры может сложиться ситуация, когда продажи компании уменьшатся, что повлечет за собой рост постоянных издержек. Поэтому появляется необходимость учитывать возможные изменения среды и подбирать параметры структуры компании таким образом, чтобы не «разбалансировать» ее в подобных ситуациях. Ограничениями на степень интеграции «сверху» являются высокие риски и падение доходности вследствие возникающего отрицательного эффекта масштаба. Для оценки степени интеграции между нефтедобычей и нефтепереработкой предложен коэффициент самообеспеченности нефтью [7] (КСН) (Refining Self Sufficiency Ratio), который делится на внутренний (КСНвнутр) (Domestic Self Sufficiency Ratio) и глобальный (КСНсумм) (World Wide Self Sufficiency Ratio): КСН внутр= ВДН/ВПН; (2.1) КСН сумм= (ВДН+ВнДН)/(ВПН+ВнПН). (2.2) где ВДН — внутренняя добыча нефти; ВнДН — внешняя добыча нефти; ВПН — внутренняя переработка нефти на НПЗ; ВнПН — внешняя переработка нефти на НПЗ. Степень вертикальной интеграции измеряется с помощью показателя вертикальной интеграции, представляющего собой отношение годового объема добытых жидких углеводородов к годовому объему переработанных, что фактически совпадает с коэффициентом самообеспеченности. Показатели вертикальной интеграции некоторых нефтяных компаний за период 2003-2005 гг. на основании исследования представлены в таблице 2.1. Таблица 2.1 — Изменение среднего значения показателей вертикальной интеграции нефтяных компании за период 2003-2005 гг.

Нефтяная компания Показатель вертикальной интеграции 2003 г. 2004 г. 2005 г. СonocoPhilips 0,65 0,67 0,69 British Petroleum 0,60 0,62 0,77 Exxon Mobil 0,75 0,71 0,69 Роснефть 0,29 0,29 0,3 ЛУКОЙЛ 0,31 0,4 0,45

С учетом прошедшего с момента проведения исследования времени видно, что слишком высокая интегрированность отрицательно сказывается на жизнеспособности компаний — значительно больше, чем недостаточная. Таким образом, можно сказать, что оптимальный показатель вертикальной интеграции равен 0,5- 0,6. Подтверждением тенденции по сокращению числа независимых производителей с одновременным выравниванием степени их интегрированности является пример «Philips Petroleum», которая в феврале 2001 г. осуществила поглощение за USD7 млрд. независимой нефтеперерабатывающей компании «Tosco», что по словам председателя правления «Philips Рetroleuim» Дж. Малва стало «финальным этапом в 18-месячной одиссеи по превращению «Philips Рetroleuim» в одну из крупнейших интегрированных компаний». В результате соотношение между добычей и переработкой компании составило 60:40. Однако спустя незначительный период времени, произошло новое объединение — образовалась «СonocoPhilips», сделавшее новую компанию шестой в мире по объему запасов и добыче нефти. В октябре 2003 г. руководством компании в целях дальнейшей реструктуризации активов было принято решение о продаже сети автомобильных заправок и магазинов при них, оставив в собственности, только находящиеся в центральных и западных штатах США. Другим примером является поглощение «British Petroleum» компаний «ARCO» и «Amoko», а также объединение «Exxon» и «Mobil» (2000 г.). Ведущие российские ВИНКи на фоне мировых нефтяных компаний обладают довольно низкими показателями интеграции, это во многом объясняется относительно коротким периодом их становления в условиях отечественного рынка. Однако, не смотря на это ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО НК «Роснефть» и другие крупные российские компании наращивают свой потенциал, увеличивают показатели вертикальной интеграции, стремясь довести их до оптимальных значений. 2.2 Влияние вертикальной интеграции на конкурентоспособность предприятия Для создания и поддержания конкурентных преимуществ нефтяная вертикально интегрированная холдинговая компания должна направлять средства на поддержание необходимого конкурентного уровня в каждый из бизнесов (от бурения разведочных скважин до создания заправочных станций), так как сбой в одном из них скажется на всей технологической цепочке.