Вертикально интегрированная нефтяная компания лукойл

ЛУКОЙЛ: запасы, дивиденды и перспективы

ЛУКОЙЛ — одна из крупнейших публичных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний в мире. На ее долю приходится около 2% мировой добычи нефти и около 1% доказанных запасов углеводородов. О том, как будет развиваться компания, — в обзоре.

Разведка и добыча нефти и газа являются центральным звеном деятельности компании. ЛУКОЙЛ осуществляет разведку и добычу в 14 странах мира, основные проекты сосредоточены в России, Средней Азии и на Ближнем Востоке.

• О компании
• Запасы и геологоразведка
• Структура доходов компании
• Перспективы роста
• Финансовые результаты
• Акционерная доходность
• Прогноз

О компании

ЛУКОЙЛ обеспечен доказанными запасами на 19 лет — это почти вдвое выше среднего показателя крупнейших международных нефтегазовых компаний в размере 10,5 лет. Реализация продукции осуществляется на территории более чем 100 стран мира.

Доходность капитала, возврат инвестиций и непрерывное создание акционерной стоимости — стратегические цели Группы ЛУКОЙЛ.

География выручки компании ЛУКОЙЛ. Источник данных: аналитический отдел ООО «Ньютон Инвестиции»

Запасы и геологоразведка

По состоянию на конец 2021 года объем доказанных и вероятных запасов компании оценивался в размере 21,3 млн баррелей н. э., а с учетом возможных — 24,2 млн баррелей н. э. Почти 90% доказанных запасов углеводородов приходится на Россию, основная часть которых располагается в Западной Сибири. По международным проектам 40% доказанных запасов приходится на Узбекистан, где ЛУКОЙЛ реализует крупные газовые проекты. Основная часть запасов относится к категории «традиционных», которые можно добывать с суши, — это важнейшее конкурентное преимущество. Оно обеспечивает компании низкие удельные расходы на разработку и добычу. При этом около 60% доказанных запасов углеводородов относятся к категории «разбуренные» — они могут быть извлечены из существующих скважин при помощи специального оборудования.

ЛУКОЙЛ осуществляет геологоразведочные работы в 12 странах мира, при этом основной объем сосредоточен в России. За рубежом компания участвует в проектах в Мексике, Ираке (проект «Западная Курна-2»), Египте, Персидском и Гвинейском заливах, Черном, Каспийском и Баренцевом морях. В 2020 году успешность поисково-разведочного бурения Группы находится в пределах 90%, что является многолетним максимумом и выше аналогичного показателя у иностранных нефтемейджеров. При этом в Ираке, Египте и Мексике, а также на территории России — в Большехетской впадине, Каспийском море, Тимано-Печоре и Предуралье — успешность составила 100%.

Структура доходов компании

Добыча нефти и природного газа в 2021 году составила 81,14 млн т и 32,2 млрд кубов соответственно. При этом около 8,5% нефти и 40% природного газа компания добывает в рамках международных проектов в Узбекистане, Ираке и Египте, а также в Азербайджане, Казахстане, ОАЭ и Республике Конго. Масштабная ресурсная база и низкая себестоимость добычи являются основными конкурентными преимуществами ЛУКОЙЛ.

Согласно общепринятой международной классификации за 2021 год, добыча всех углеводородов компании с учетом доли в ассоциированных организациях и совместных предприятиях в расчете на нефтяной эквивалент составила 2 197 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки, что на 3,8% выше по сравнению с 2020 годом. На нефть и жидкие углеводороды пришлось около 76,4% объема добычи (1651 тыс. баррелей в сутки, +1,6% г/г), на природный газ — 23,6% (+11,4% г/г).

Нефтепереработка также является одним из источников дохода компании. В активе компании — четыре НПЗ в России. Они расположены в Перми, Волгограде, Нижнем Новгороде и Ухте. Еще три НПЗ расположены в Европе — в Италии, Румынии, Болгарии. Также Группа имеет 45%-ую долю в НПЗ в Нидерландах. Суммарная мощность всех НПЗ ЛУКОЙЛ составляет 80,4 млн т.

Все заводы компании были модернизированы и по технологическому уровню и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень. Европейские мощности находятся на одном уровне с западными конкурентами. На долю зарубежных НПЗ приходится около 32% нефтепереработки. Наряду с собственным производством нефтепродуктов компания перерабатывает нефть на сторонних заводах в зависимости от рыночной конъюнктуры и других факторов. В 2021 году объем переработки нефтяного сырья на НПЗ группы составил 60 млн тонн, увеличившись на 9,2% по сравнению с 2020 годом.

Переработку газа и широкой фракции легких углеводородов компания осуществляет на трех собственных газоперерабатывающих заводах в Западной Сибири, Тимано-Печоре и Поволжье, а также на Пермском НПЗ и площадке нефтехимического комплекса в Ставропольском крае. Эти заводы обеспечивают переработку попутного нефтяного газа для производства жидких углеводородов и товарного газа, а также подготовку природного газа, поступающего с месторождений компании. Объем газопереработки составляет около 4 млрд куб. м в год.

Нефтехимия и полимерные материалы выпускаются на двух заводах в России, а также на НПЗ в Италии и Болгарии. Значительный объем выпускаемой продукции реализуется на российском рынке, а также экспортируется более чем в 30 стран мира. За 2021 год объем производства продукции составил 1,1 млн т. Последовательное увеличение производства и ассортимента этого сектора является одним из перспективных направлений для компании.

Масла производятся на восьми собственных площадках, двух совместных и 25 привлеченных предприятиях. Российские площадки включают производство масел полного цикла на Пермском и Волгоградском НПЗ, а также смешение масел на заводе в Тюмени и производство смазок в рамках совместного с ОАО «РЖД» предприятия ИНТЕСМО в Волгограде. За рубежом производственные активы представлены собственными заводами по смешиванию масел из готовых компонентов в Австрии, Казахстане, Румынии, Турции и Финляндии, а также совместным предприятием по производству присадок в Беларуси. Суммарный объем производства масел составляет около 1,0 млн тонн, смешивания из готовых компонентов — 165 тыс. тонн, из которых почти 80% приходится на заводы в Европе.

Энергетические мощности в России, Румынии, Болгарии и Италии суммарно составляют 6,2 ГВт, из них 30% — это обеспечивающая генерация, используемая предприятиями Группы, а 70% — коммерческая генерация, реализуемая на открытом рынке. В РФ основные энергетические мощности расположены на юге европейской части России. В портфеле компании также присутствуют объекты возобновляемой энергетики: четыре гидроэлектростанции в России суммарной установленной мощностью 291 МВт, а также три солнечные электростанции суммарной мощностью 40,3 МВт. Солнечные станции построены на незадействованных промышленных площадях НПЗ. ЛУКОЙЛ владеет ветроэлектростанцией Land Power мощностью 84 МВт в Румынии. За 2021 год объем коммерческой генерации электроэнергии составил 15,8 млрд кВт-ч.

ЛУКОЙЛ реализует нефть, газ и продукцию переработки на внутреннем и международном рынках на территории более чем 100 стран мира, распределяя потоки в зависимости от конъюнктуры. Группа владеет тремя собственными терминалами по перевалке нефти и нефтепродуктов в России и одним в порту Барселоны в Испании суммарной мощностью 36 млн т нефти и нефтепродуктов в год. Компания также использует для перевалки нефти собственное плавучее нефтехранилище на Каспийском море. Кроме этого, ЛУКОЙЛ владеет 12,5%-ой долей в нефтепроводе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), который прокачивает нефть с месторождений Западного Казахстана и юга России в морской терминал под Новороссийском.

В состав группы также входит трейдинговый бизнес под брендом ЛИТАСКО, который получает дополнительную прибыль от торговли покупными углеводородами во всех регионах мира. Дистрибуция продукции основана на долгосрочных отношениях с крупнейшими НПЗ в странах Юго-Восточной Азии, США, Канаде и других государствах. На долю собственных объемов нефти и нефтепродуктов Группы приходится около трети всей торговой деятельности ЛИТАСКО, в то время как остальные две трети составляют торговые операции с покупными углеводородами.

В дополнение к оптовым каналам дистрибуции ЛУКОЙЛ владеет и управляет развитой рознично-сбытовой сетью. Компании принадлежит более чем 5,2 тыс. АЗС, примерно половина которых расположена за рубежом, а также бизнес по заправке морских судов и самолетов. На розничную реализацию нефтепродуктов через собственную сеть АЗС в 2021 году пришлось 13,9 млн тонн, что составляет 22% от объема всей нефтепереработки.

Также ЛУКОЙЛ осуществляет поставки авиакеросина в аэропорты и реализует судовое топливо в морских и речных портах как в России, так и за рубежом. Компания ведет свою бункеровочную деятельность в 25 портах шести регионов России, а также в портах Болгарии и Румынии. Основные места бункеровки судов — порты Балтийского, Баренцева, Черного морей, внутренние водные пути России. Поставки авиакеросина осуществляются преимущественно в 33 крупнейших аэропортах России и Болгарии, а также по договорам со сторонними топливозаправочными компаниями. Объемы реализации варьируются год к году под влиянием различных факторов и составляют 2,7–3,3 млн т бункеровочного топлива и 2,5–4,7 млн т авиационного керосина.

Перспективы роста

Проекты с высокой добавленной стоимостью находятся в приоритете компании. Они связаны как с разработкой новых месторождений, так и с увеличением добычи на зрелых месторождениях за счет увеличения объема эксплуатационного бурения и операций по повышению нефтеотдачи пластов.

Ключевыми проектами роста являются месторождения российского шельфа Каспийского моря. Благодаря усилиям компании в этом регионе было открыто десять месторождений с суммарными начальными извлекаемыми запасами 7 млрд баррелей н.э. Месторождения Северного Каспия отличаются уникальной геологией, позволяющей достигать рекордных начальных дебитов добычи углеводородов. Только за счет развития добывающих мощностей на существующих месторождениях компания может увеличить объем добычи нефти на 24,5 млн баррелей в год, природного газа — на 10 млрд куб. м в год. При этом ключевые направления развития заключаются в увеличении вертикальной интеграции, направленной на увеличение переработки и выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью в сфере нефте- и газохимии.

По оценкам компании, структура потребления первичной энергии будет меняться в сторону увеличения доли возобновляемых источников в энергетическом балансе. Доля ископаемых топлив в первичном потреблении энергии будет снижаться, однако оставаться при этом значительной.

Транспорт является ключевым фактором неопределенности для спроса на нефть. Но даже при пессимистическом для двигателей внутреннего сгорания прогнозе потребление жидких углеводородов будет оставаться стабильным минимум до 2030 года. В базовом сценарии рост потребления жидких углеводородов будет продолжаться до 2035 года до уровня в 110 млн баррелей в сутки, прежде чем перейти к снижению. Спрос на газ в среднесрочной перспективе будет демонстрировать более высокие темпы роста — углеродный след природного газа существенно ниже, чем нефти и угля, что будет стимулировать его использование в индустриальных странах на горизонте до 2050 года. По оценкам компании, потребность в новых проектах добычи газа к 2050 году оценивается в диапазоне от 2,3 до 4,4 трлн куб. м. В связи с этим ЛУКОЙЛ уделят особое значение развитию своего газового бизнеса.

Естественное падение добычи крупных западных нефтемейджоров, которые в последние несколько лет примерно вдвое сократили инвестиции в геологоразведку и освоение месторождений, может привести к росту себестоимости барреля к 2030 году до уровня в $69–80. Это приведет к росту маржинальности барреля компании ЛУКОЙЛ даже при сохранении текущих трендов, поскольку у Группы обширная ресурсная база и одна из самых низких в мире себестоимостей.

Затраты на разработку и операционные расходы компании ЛУКОЙЛ составляют $9 за баррель н.э. для традиционных месторождений, $13 — для средних и около $25 — для сложно извлекаемых запасов сверхвязкой нефти.

Финансовые результаты

По итогу 2021 года выручка от реализации продукции компании составила 9 435,1 млрд рублей, увеличившись на 67,3% по сравнению с 2020 годом. Такая динамика в основном связана с ростом цен на углеводороды, изменением курса рубля, увеличением объемов добычи нефти в России и газа за рубежом, а также объемов переработки и трейдинга нефтью и нефтепродуктами.

Средняя цена реализации нефти сорта Urals выросла на 67% до $69,10 за баррель, дизельного топлива — на 58,6% до $582,33 за тонну, высокооктанового бензина — на 77% до $676,22 за тонну. Средние оптовые цены на дизельное топливо и бензин (Аи-92) в России за год увеличились на 17% г/г — до 43 625 и 46 083 руб/т.

Показатель EBITDA увеличился более чем в два раза и составил 1 404,4 млрд рублей. При этом рост EBITDA сдерживался отменой налоговых стимулов по высоковязкой нефти и ухудшением результатов розничного бизнеса в России. По состоянию на конец 2021 года соотношение «чистый долг / EBITDA» составило 0,54х, а операционная прибыль превышает процентные расходы в 36 раз.

За этот же период чистая прибыль компании увеличилась до 773,4 млрд рублей по сравнению с прибылью в размере 15,2 млрд рублей годом ранее, а свободный денежный поток достиг 693,6 млрд рублей по сравнению с 281,1 млрд рублей в 2020 году. За счет сохранения высоких экспортных цен на нефть и нефтепродукты высокая динамика доходов компании может сохраниться и в текущем году.

Динамика выручки и чистой прибыли. Источник данных: аналитический отдел ООО «Ньютон Инвестиции»

Структура баланса компании ЛУКОЙЛ. Источник данных: аналитический отдел ООО «Ньютон Инвестиции»

Акционерная доходность

У компании прогрессивная дивидендная политика, направленная на сбалансированное распределение денежного потока. Ее ключевыми положениями является направление на выплату дивидендов не менее 100% от скорректированного свободного денежного потока компании по данным МСФО.

Дивиденды выплачиваются дважды в год, при этом размер промежуточного дивиденда рассчитывается по данным консолидированной финансовой отчетности за шесть месяцев. Кроме этого, компания периодически выкупает собственные акции, тем самым увеличивая долю существующих акционеров и размер свободного денежного потока в расчете на акцию.

Динамика денежных потоков компании. Источник данных: аналитический отдел ООО «Ньютон Инвестиции»

Прогноз

В отличие от Газпрома и Роснефти, ЛУКОЙЛ — негосударственная энергетическая компания. Это один из крупнейших производителей нефти и газа в России, который отличается высокой операционной эффективностью и стабильной дивидендной политикой. Низкий уровень долга, сильный портфель активов в разведке и добыче, а также перспективы роста маржи за счет увеличения переработки и объемов выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью делают ценные бумаги компании привлекательными для инвесторов.

В данный момент компания торгуется почти по такой же цене, как и после снижения фондовых рынков на фоне COVID-19, когда нефть стоила $30. Сегодня нефть торгуется в районе $110 за баррель, при этом экспортные доходы компании номинированы в долларах при относительно стабильных затратах в рублях.

В данный момент производители российской нефти вынуждены ее продавать с дисконтом $25–30 к сорту Brent по сравнению с $2–3 кварталом ранее. Однако даже с таким дисконтом экспортная цена сырой нефти в диапазоне $80–90 значительно превышает среднюю цену за 2021 год. С учетом изменения курса рубля стоимость российской нефти оценивается в районе рекордных 8800 рублей за баррель. Ориентировочный форвардный коэффициент P/E 4,7 и дивидендная доходность выше 16% показывают, что у компании есть потенциал роста.

Данный справочный и аналитический материал подготовлен компанией ООО «Ньютон Инвестиции» исключительно в информационных целях. Оценки, прогнозы в отношении финансовых инструментов, изменении их стоимости являются выражением мнения, сформированного в результате аналитических исследований сотрудников ООО «Ньютон Инвестиции», не являются и не могут толковаться в качестве гарантий или обещаний получения дохода от инвестирования в упомянутые финансовые инструменты. Не является рекламой ценных бумаг. Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией и предложением финансовых инструментов. Несмотря на всю тщательность подготовки информационных материалов, ООО «Ньютон Инвестиции» не гарантирует и не несет ответственности за их точность, полноту и достоверность.

---

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.

.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.

.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.

.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.

.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.	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.

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.

Средства, затраченные
вертикально интегрированной холдинговой компанией на создание единой системы
планирования, управления, контроля и координации деятельности, позволяют
существенно сократить (а иногда и полностью избежать) аналогичных расходов в каждом
из бизнесов, в каждой из дочерних компаний.

Создание общекорпоративного
звена управления между различными бизнесами вертикально интегрированного
концерна должно сопровождаться уменьшением числа менеджеров в компаниях за счет
возможностей

объединения, а также гарантиями
закупок и продаж между бизнесами (это позволяет отказаться от менеджеров по
скупкам, продажам, маркетингу, юристов, бухгалтеров и др., занятых для
осуществления этой деятельности в случае независимых компаний), выполняя все
подобные операции из единого центра, используя современные средства
коммуникации.

Работа компании-поставщика и
компании-потребителя как единого целого за счет использования вертикальной
интеграции позволяет оптимизировать систему логистики — работать «с колес» или
«от трубы», сведя к минимуму резервы и запасы, необходимость подстраиваться под
возможные изменения по качеству или графику работ друг друга. Кроме того, не
требуется создавать специальный механизм гарантий поставок и оплат, что также
способствует снижению издержек и повышает оперативность и гибкость.

Наличие гарантированных продаж
продукции, произведенной на более ранних производственных этапах, позволяет
холдингу вертикально интегрированного концерна направлять свои средства на
рекламу и продвижение только конечной продукции, используя для этого один или
несколько брендов, в том числе, название самой компании. Таким образом, рост
объемов продаж у компании, являющейся последним звеном технологической цепочки
группы, обеспечивает рост продаж остальным ее компаниям. Тем самым, в периоды
крайне низких цен на конечную продукцию холдинг имеет возможность сохранять
устойчивость подвергшихся тяжелым испытаниям дочерним компаниям за счет
компенсационных выплат из прибыли, полученной в других звеньях интеграционной
цепочки. Использование механизма временных дотаций позволяет холдингу
сохранить, а иногда и увеличить принадлежащую ему долю рынка после нормализации
ситуации за счет выхода из этого бизнеса более слабых конкурентов. Поэтому
вертикальная интеграция может быть использована как «стратегия подавления
конкуренции».

Аналитически доказано, что
выпуск продукции, доходность, а, следовательно, и совокупная прибыль компаний
выше в том случае, если они являются вертикально интегрированными.

2.3
Особенности стратегического управления вертикально интегрированными компаниями

Каждый из бизнесов вертикально
интегрированной нефтяной компании (разведка, добыча, переработка, заправочные
сети) имеет свои особенные черты управления, связанные с различием решаемых
задач. При этом являются различными степень децентрализации, уровень и характер
инвестиций и потоков денежных средств, географическое местоположение,
количество персонала и его квалификация. Поэтому одной из самых сложных задач,
стоящих перед холдингом, является управление процессом распределения внутренних
ресурсов между дочерними компаниями.

Для достижения единой цели и
осуществления координации действий между бизнесами требуется внесение
соответствующих изменений в систему управления каждым из бизнесов и создание
общекорпоративного звена управления.

Вертикальная интеграция
позволяет более эффективно использовать лучшие элементы менеджмента
(планирование, оперативное управление, контроль, материальное стимулирование и
т.д.), существующие в каждом из интегрируемых бизнесов, а также добиваться
лучшего понимания требований, предъявляемых потребителем поставщику, обеспечить
единые требования к качеству продукции, сокращать издержки и, тем самым,
повышать стоимость компании.

Одной из больших трудностей,
стоящих перед руководством холдинга, является оптимальное распределение средств
между несколькими бизнесами, которое позволило бы максимизировать выполнение
поставленной

стратегической цели (увеличение
будущей стоимости, повышение капитализации, увеличение прибыли, доли рынка, продаж
и т.п.) с учетом возможных изменений бизнес-среды.

При возникновении конфликтных
ситуаций между дочерними компаниями (как правило, связанных с условиями
поставок или распределением ресурсов) у холдинговой компании существует
возможность использования волевого административного решения вместо длительного
и дорогостоящею судебного разбирательства. Подобное преимущество вертикальной
интеграции основано на «гармонизации интересов», то есть па примирении
различий, поиске компромисса, часто в приказном порядке, а также па возможности
использования эффективного процесса принятия решений.

Как уже отмечалось ранее,
использование трансфертных цен позволяет снижать величину уплачиваемых налогов
и перераспределять финансовые активы между дочерними компаниями холдинга. Одним
из недостатков использования трансфертных цен является возможное возникновение
конфликта интересов между компаниями-поставщиками и компаниями-потребителями.
Кроме того, в случае увеличения масштабов бизнеса и увеличения числа компаний,
которые участвуют в этом бизнесе, топ-менеджерам холдинга становится все
сложнее контролировать существующую разницу между рыночными и трансфертными
ценами. При определенных обстоятельствах стоимость такого контроля, с учетом
неконтролируемых потерь, может превысить экономию от использования трансфертных
цен. Поэтому компании могут перейти на взаиморасчеты с использованием рыночных
цен (это в первую очередь относится к тем случаям, когда холдингу принадлежит
менее 100 % акций дочерних компаний). Этому также способствует налоговая
политика страны нахождения компаний (домициля), когда обороты между зависимыми
и аффиллированными компаниями исключаются из налогообложения.

Кооперация между вертикально
интегрированными нефтяными компаниями позволяет использовать «схемы замещения»,
когда одна компания осуществляет поставки нефти или нефтепродуктов другой в
обмен па эквивалентные объемы поставок со стороны последней в адрес нерпой, в
удобных для обеих компаний географических районах. Такой подход позволяет
нефтяным компаниям повысить доходность бизнеса за счет снижения транспортных
расходов, импортных и экспортных платежей. Подобная организация бизнеса
особенно эффективна при реализации стратегии интернационализации.

.4 Тенденции вертикальной интеграции нефтяных компаний

Вертикальная интеграция
позволяет объединить несколько однотипных процессов, вычленить (продать или
перепрофилировать) низкоэффективные или дублирующие производства, объединив их
нотис заказы и распределив их между более эффективными производствами.
Наибольшего эффекта при этом удается добиться при реструктуризации сервисных
подразделений.

За счет различных схем слияний
и поглощений наблюдается сокращение числа нефтяных компаний и переход к рынку с
олигополистической конкуренцией на локальных рынках.

Вертикальная интеграция, в
сочетании с контролем цен на конечном этапе продаж произведенной
интегрированным холдингом продукции, позволяет сдерживать резкие колебания этих
цен при изменении цен на используемые ресурсы или условий производства за счет
перераспределения прибыли, полученной другими звеньями интегрированной цепочки.

В долгосрочной перспективе
вертикально интегрированный концерн сохраняет, а иногда даже увеличивает свою
долю на рынке (за счет выбывших конкурентов), тем самым максимизируя свою
долгосрочную прибыль. Поэтому вертикальная интеграция является важным составным
элементом стратегий, разрабатываемых холдингами нефтегазовых концернов.

Следует отметить, что «общая
собственность сама по себе не гарантирует согласованности целей. Холдинговая
компания, в которой покупатель и поставщик — независимые подразделения,
максимизирующие каждый свою прибыль, не есть решение. Кроме того, сама по себе
договоренность о совместной максимизации прибыли не представляется достаточной,
цели должны быть операциональными, что предполагает как установление правил
совместных действий (например, об уровне трансфертных цен), так и разработки
эффективных стимулов».

Таким образом, эффективность
управления концерном и конгломератом зависит от качества разработанных
холдингом и реализуемых дочерними компаниями стратегий.

2.5
Достоинства и недостатки вертикальной интеграции

К числу недостатков,
свойственных вертикальной интеграции, могут быть отнесены следующие показатели
(рисунок 2.2):

—  высокие затраты на проведение
интеграции и выхода на новые рынки, связанные с приобретениями компаний или
инновациями;

—       необходимость
разработки и использования в интегрированной компании новой системы управления
вследствие объединения нескольких бизнесов, требующих разных управленческих
подходов;

—       необходимость
придания компании большей гибкости — способности быстро реагировать на
происходящие изменения (для этого необходимы капиталовложения в оборудование,
технологии, а также наличие высоколиквидного капитала, который можно
использовать в чрезвычайных ситуациях для оперативного решения проблем, которые
могут возникнуть в
одном из звеньев интегрированной цепочки);

—       необходимость
проведения научно-исследовательских и инновационных работ на каждом уровне
интегрированной цепочки — невозможность концентрации только на одном
направлении исследований.

Основная проблема, с которой
сталкиваются полностью интегрированные компании, заключается в невозможности
добиться лидерства одновременно в нескольких бизнесах.

Однако вертикальная интеграция
позволяет создать дополнительные преимущества и усилить конкурентные позиции
компании. Стратегические выгоды от использования вертикальной интеграции
достигаются в результате:

—  сокращения затрат от
объединения нескольких бизнесов для создания законченного производственного
цикла;

—       изменение степени
влияния на размер и структуру отрасли;

—       обеспечения
стабильных поставок и продаж;

—       улучшения
информационного обеспечения каждого из бизнесов;

—       технологической
взаимосвязанности, позволяющей добиться большей согласованности характеристик
продукции и условий ее поставки между компаниями интегрированной цепочки;

—       возможности
проведения научно-исследовательских работ и инноваций для решения комплексных
задач, рассчитанных на достижение единой цели.

Рисунок 2.2- Основные достоинства и
недостатки ВИНК

В основе причин широкого
использования вертикальной интеграции в нефтегазовом бизнесе являются:

1) 
создание
замкнутой технологической цепочки, обеспечивающей надежность поставок сырья и
продаж готовой продукции;

2) 
снижение
трансакционных затрат, связанных с передачей продукции одного бизнеса на
переработку или реализацию другому;

3) 
снижение
бизнес-рисков при реализации инвестиционных проектов;

4) 
заинтересованность
в решении технических, технологических
и научных задач, возникающих перед бизнесами, поиск взаимных компромиссов;

5) 
возможность
согласования стратегических задач и поиска комплексных решений.

К основным условиям, влияющим
на принятие решений о вертикальной интеграции, относятся:

—  географические условия,
близость источников сырья, транспортная инфраструктура;

—       особенности
менеджмента отдельных нефтяных компаний, например, насколько они
предрасположены к риску, к делению рисков;

—       технологические
особенности (уровень развития, возможность взаимопроникновения, ориентация на
определенные сорта нефти, транспортные ограничения и т.д.);

—       экологические
аспекты деятельности компании;

—       близость рынков
сбыта, торговые ограничения и уровень развития сбытовой инфраструктуры;
способность менеджмента компаний эффективно работать на спотовом рынке;

—       информационное
обеспечение бизнеса;

—       научно-технические
и другие факторы.

Вертикальная интеграция
позволяет компаниям компенсировать относительно слабые, с точки зрения прибыли,
области производственной деятельности — сгладить неравномерность поступающих
денежных потоков и прибыли, возникающих при колебаниях цен на нефть.

2.6 Особенности
российских ВИНК

Для российской нефтяной промышленности,
обладающей всеми стадиями нефтяного цикла, реформирование путем создания ВИНК
правильно, но вместе с тем существует ряд характерных отличий классических
вертикально интегрированных компаний от российских в их теперешнем состоянии.

Во-первых, западные компании росли органично под
воздействием рыночных сил, отвечая на запросы и вызовы потребителя и
регулирующих мер государства. Каждая из существующих компаний прошла через
серию слияний и продаж своих дочерних структур, которые продолжаются и поныне.
Российские же компании были созданы одномоментно, в соответствии с
президентскими и правительственными нормативными актами под уже готовую и
проверенную жизнью, правда, в других экономических условиях, идею. В их составе
объединились предприятия, десятилетиями функционировавшие в рамках различных
министерств и ведомств в условиях централизованно планируемой, разобщенной в
отраслевом отношении экономики. При этом набор объединяемых предприятий далеко
не всегда имел достаточно содержательное обоснование. Поэтому проблема их
взаимодействия и превращения в единый экономический организм, одной из целей
функционирования которого является получение оптимальной совокупности прибыли,
пока еще не решена.

Форма организации взаимодействия предприятий,
входящих в большинство российских компаний, известна в мире как «мягкий
холдинг». Он предполагает, что дочерние структуры практически независимы друг
от друга в том смысле, что их производственная деятельность и маркетинг не
согласованы в рамках единого стратегического подхода. При такой ситуации
главная цель создания ВИНК практически теряется, но предприятия получают полную
возможность оптимизировать результаты своей деятельности.

Такая форма организации не очень распространена
в мировой практике и возникает в зарубежных компаниях на определенных стадиях
их развития, когда отдельные предприятия достигают той степени зрелости, при
которой любое вмешательство в их деятельность со стороны компании может только
ухудшить положение, или компания становится настолько большой, что не в
состоянии эффективно управлять всеми своими предприятиями. Как правило, такое
положение возникает только с отдельными предприятиями компании, которые
остаются в ней в основном для сохранения привычной на рынке торговой марки и,
возможно, для поддержания и использования установившихся связей в
информационной и финансовой сферах.

Причина, по которой российские компании
находятся в состоянии «мягкого холдинга», имеет другое происхождение. Она
объясняется уже упоминавшимся одномоментным «директивным» их образованием.
Создалась такая ситуация, когда различные предприятия нефтяного комплекса,
сохраняя свои болезни, были слиты в новые организационные структуры, призванные
эти болезни вылечить. Однако механическое слияние пока не приносит ожидаемых
плодов.

Конечно, как будет сказано ниже, такое обобщение
не может касаться всех российских вертикально интегрированных нефтяных
компаний, так, например, та же НК «ЛУКОЙЛ» с 1995 года успешно проводит
политику консолидации с целью ужесточения централизации управления в компании.

Важной уникальной особенностью российских
нефтяных компаний является то, что они функционируют в условиях двух
существенно отличающихся друг от друга ценовых условий на сырую нефть. В то
время как внутренние розничные цены на неэтилированный бензин А-92 достигли
американского уровня, а оптовые в определенные периоды превышали цены в
Роттердаме, цена на сырую нефть остается существенно ниже мировой. После
неоднократных повышений и достижения потолка платежеспособного спроса она не
превышает 60% от мировой цены (с учетом акциза).

Ситуация с ножницами цен стимулирует
нефтедобывающие предприятия и нефтяные компании максимизировать экспорт сырой
нефти. Однако этому препятствуют технические возможности существующей
транспортной системы, которая уже близка к насыщению. Кроме того, экспортная
ориентация нефтедобычи ставит под удар сложившуюся систему
нефтепродуктообеспечения, перестройка которой может быть очень болезненной для
всей экономики. Возможности экспорта нефтепродуктов с российских НПЗ также
имеют предел в силу высоких производственных затрат, что делает их ограниченно
конкурентоспособными, да и то только при закупке сырой нефти по внутренним
ценам (средняя цена набора нефтепродуктов, получаемых из одной тонны сырой
нефти на российских НПЗ, на 30-40% ниже среднемировой). Поэтому перед
российскими ВИНК стоит задача нахождения оптимального баланса между экспортом
(в пределах транспортных возможностей), поставкой на свои и другие НПЗ и
производством нефтепродуктов для удовлетворения внутреннего спроса и
экономически эффективного экспорта.

Дальнейшее реформирование нефтяной
промышленности России должно пойти по пути преобразования уже созданных
нефтяных компаний, «подгонки» их структуры под реальные условия и цели, а также
по пути создания небольших независимых структур, занимающихся отдельными
элементами нефтяного бизнеса в качестве самостоятельных операторов или как
сервисных компаний, выполняющих свою работу на подрядной основе.

По характеру функционирования и управления
своими дочерними предприятиями образованные в РФ нефтяные компании являются
холдингами.

Холдингом признается любое акционерное общество,
являющееся собственником контрольного пакета акций других АО. Большинство
холдингов, сформированных на базе приватизированных предприятий, замыкается на
единый технологический процесс.

В РФ можно выделить три группы существующих
холдингов:

—  государственные (где доля государственной
собственности составляет 100% в Уставном капитале, например, АО «Росуголь», АО
«Транснефть») ;

—       частично государственные (доля
госсобственности составляет значительную часть: 38-51%, например, АО
«Восточно-Сибирская нефтегазовая компания», НК «Роснефть» и др.);

—       новые холдинги, созданные без
участия государства. Все без исключения нефтяные холдинги в России созданы на
базе государственных приватизированных предприятий. К категории новых АО могут
быть отнесены только дочерние предприятия, созданные самим холдингом.

Российские нефтяные холдинги по сравнению с
зарубежными имеют свои особенности:

) высокая доля государства в Уставных капиталах
компаний. Контрольные пакеты акций практически всех нефтяных компаний
закреплены в федеральной собственности.

) строгая ориентация на полноту и завершенность
технологического цикла — «от скважины до бензоколонки». Большинство крупных
холдингов активно развивает всю технологическую цепочку особенно на уровне
территорий, в которых оперирует данная компания, с перспективой географического
расширения.

) наделение нефтяных холдингов функциями,
которые до недавнего времени находились в исключительной компетенции
правительства и ряда отраслевых министерств: экспорт нефти и разработка
нефтегазовых месторождений. Наличие у компании крупных и перспективных
месторождений привлекает к холдингу отечественных и иностранных инвесторов, что
в свою очередь влияет на рыночные котировки акций компании и, соответственно,
повышает величину ее рыночной капитализации.

) право государства определять долю иностранного
капитала в Уставном капитале каждой компании. Доля иностранных инвестиций для
ряда холдингов строго ограничена. Для таких компаний, как «ЛУКОЙЛ»,
«Сургутнефтегаз» она составляет не более 15% при первичном предложении акций.

В последнее время наряду с созданием холдингов
все сильнее действуют и другие тенденции, а именно, преобразование холдингов в
крупные консолидированные компании.

При консолидации бывшие дочерние предприятия
(компании) теряют свою юридическую самостоятельность и становятся структурными
подразделениями головной компании.

Консолидация осуществляется путем обмена акций
дочерних компаний на акции холдинга. Такой обмен производится с учетом
определенной для каждого холдинга системы коэффициентов, корреспондирующих либо
с номинальной, либо с рыночной стоимостью акций дочерних предприятий.

Конвертация акций не является абсолютно
безболезненным процессом, так как уровень ликвидности различных дочерних
компаний существенно

различен, и те инвесторы, которые вложили
средства в акции наиболее ликвидного в холдинге дочернего предприятия, вряд ли
будут довольны при обмене принадлежащих им акций на «единую акцию» холдинга.

Для реализации программы консолидации Компания
проводит дополнительную эмиссию обыкновенных и привилегированных акций. Однако
этот процесс занимает длительный период времени, так как основная масса
обмениваемых акций приходится на физических лиц — работников дочерних
предприятий xoлдингa.

Процесс консолидации постепенно должен затронуть
большинство крупнейших холдингов. При этом большое внимание должно уделяться
защите прав акционеров при выборе стратегии и методики реализации программы
обмена акций, учитывая, что далеко не все акции дочерних предприятий холдингов
свободно обращаются на вторичном рынке, и, следовательно, не имеют рыночной
стоимости.

В процессе консолидации Компания переходит на
новые схемы работы в отношениях со своими структурными подразделениями, с
потребителями, партнерами и государством. При этом основополагающим принципом,
закладываемым в схему работы, является принцип приоритета общекорпоративного
интереса перед локальными интересами отдельных предприятий.

На практике это выражается в создании и
внедрении общих для Компании и ее дочерних структур систем планирования,
бюджета, финансовой отчетности и материального стимулирования, так же как и
управления инвестированием, внедрением достижений научно-технического прогресса
и персоналом.

Усилия Компании направлены на создание единой планово-бюджетной
системы, которая должна обеспечить:

—  единую целевую направленность,
пропорциональность и сбалансированность всех звеньев;

—       возможность стратегического и
оперативного планирования производства и сбыта;

—       постоянный контроль выполнения плановых
заданий, их корректировку в соответствии с меняющимися условиями;

—       работу механизмов корпоративного
контроля финансовых потоков использования собственных и заемных ресурсов,
образования единых инвестиционных и иных фондов и пр.

Важным направлением перестройки Компании
является переход в ее деятельности на принципы разумной децентрализации
управления производственными процессами по добыче и переработке нефти и жесткой
централизации управления финансовыми потоками, организации финансового контроля
деятельности дочерних предприятий.

Принцип разумной децентрализации управления
производством предполагает разделение полномочий в принятии решений на
стратегическом и оперативном уровне. На уровне Центрального аппарата Компании
должны решаться вопросы стратегического планирования производства, выработки
единой политики в различных сферах производственной деятельности и ее
всестороннего обеспечения. Вопросы, непосредственно связанные с управлением
производственными процессами, выносятся на уровень нефтедобывающих и
нефтеперерабатывающих объединений, объединений нефтепродуктообеспечения,
дочерних предприятий.

Жесткая централизация управления финансовыми
потоками предполагает, прежде всего, контроль за прохождением финансовых
средств со стороны центрального аппарата Компании на каждом из этапов,
проводимых с ними операций и возможность оперативного вмешательства в
осуществляемые операции в тех случаях, когда в этом возникает необходимость.

Важнейшей задачей, стоящей перед руководством и
управленческим персоналом Компании, является овладение менеджментом — новыми
методами управления в условиях рыночной экономики.

Это означает:

—  ориентацию на спрос и потребности рынка, на
запросы конкретных потребителей и организацию производства тех видов продукции,
которые пользуются спросом и могут принести намечаемую прибыль;

—       постоянное стремление к повышению
эффективности производства и реализации продукции с наименьшими затратами,
получение оптимальных результатов;

—       хозяйственную самостоятельность,
обеспечивающую свободу принятия решений тем, кто несет ответственность за
конечные результаты;

—       постоянную корректировку целей и
программ в зависимости от состояния рынка;

—       необходимость использования
современных информационных технологий, включая компьютерные сети, базы данных,
информационно-вычислительную технику и т.п. с целью проведения многовариантных
и модельных расчетов для принятия обоснованных и надежных решений.

2.7 Государственное
регулирование деятельности ВИНК и увязка государственных интересов с интересами
компании

Мировой опыт организации и управления
предприятиями и отраслями нефтегазового комплекса свидетельствует о
необходимости достаточно жесткого регулирования их деятельности со стороны
государства. Это обусловлено следующим:

—  предприятия комплекса немногочисленны, относятся
к стратегическим отраслям экономики, в значительной степени определяют
потенциал, а также положение дел в экологии;

—       для отрасли характерны высокая
инерционность развития, огромная капиталоемкость и концентрация материальных
ресурсов, потребность в масштабном и комплексном освоении национальных
природных богатств, преимущественно монопольное положение на рынке и
невозможность дублирования ряда производств на определенной территории.

В силу этих причин правительства большинства
зарубежных стран предпочитают сохранять нефтегазовую отрасль в собственности
государства при весьма жесткой регламентации их деятельности. В тех случаях,
когда конкуренция в отрасли ведет к укреплению энергохозяйства страны, к
лучшему удовлетворению общественной потребности в определенных энергоносителях,
государство допускает туда частный и иностранный капитал (обычно это сеть
бензоколонок, разведка и освоение на определенных условиях нефтегазовых
месторождений, создание дополнительных мощностей по нефтепереработке и т.д.).

В качестве основных задач государственного
регулирования нефтегазовой отрасли можно отметить следующие:

—  создание условий добросовестной конкуренции;

—       способствование стабильному развитию
отросли;

—       защита окружающей среды;

—       регулирование нормы прибыли
корпорации.

Важнейшим средством госрегулирования
конкурентных отношений является антимонопольное законодательство.

В Российской Федерации закон «О конкуренции и
ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» был принят в
марте 1991 г. Его цель — определение организационных и правовых основ
предупреждения, ограничения и пресечения монополистической деятельности и
недобросовестной конкуренции для обеспечения условия создания и
функционирования товарных рынков. Согласно закону, компания занимает
«доминирующее положение», если ее доля на рынке превышает 35% — величину,
устанавливаемую ежегодно Государственным комитетом по антимонопольной политике
(ГКАП).

Современное антимонопольное законодательство
имеет два принципиальных направления — контроль над ценами и слияниями
компаний. Антимонопольное законодательство в первую очередь запрещает
соглашение по ценам. Незаконным является любой сговор между компаниями в целях
установления цен. Законом также преследуется демпинговая практика продаж, когда
компания умышленно устанавливает более низкие цены с тем, чтобы потеснить из
отрасли конкурентов.

Слияние компаний происходит, когда одна компания
приобретает акции другой. Правительство обычно предпринимает меры, когда в
результате горизонтального слияния компаний их рыночная доля значительно
увеличивается. Исключение может быть сделано, когда одна из фирм находится на
грани банкротства. В случае вертикального слияния (объединение технологически
связанных производств) закон также устанавливает верхний предел доли компаний
на соответствующих рынках, так как слияние бывших поставщиков и потребителей
лишает возможности другие компании продавать свои товары компании-покупателю.
Конгломератные слияния (объединение компаний из разных отраслей) обычно
разрешаются, так как в результате таких слияний позиции компании на
соответствующих рынках практически не меняются.

Однако на сегодняшний день ФАС намерена выделить
из состава нефтяных компаний розничную торговлю нефтепродуктами и уже сделала
соответствующее предложение правительству.

Предложение по выделению сетей бензоколонок из
крупных нефтяных концернов является продолжением все той же борьбы ФАС с
завышенными ценами на бензин в рознице.

В настоящее время в России порядка 21 тыс. АЗС,
из них около 7 тыс. принадлежит ВИНКам.

В сообщении самой ФАС говорится: «сфера
реализации нефтепродуктов требует принятия принципиальных решений об изменении
структуры бизнеса, об организационном обособлении компаний — владельцев АЗС,
действующих на розничных рынках». В своей новой инициативе ФАС однозначно
указывает, что считает главным виновником завышенных цен именно крупные
компании.

Декларированная в официальных документах
стратегия развития топливно-энергетического комплекса России позволяет сделать
ряд выводов применительно к нефтяной промышленности. Во-первых, предприятия
нефтяного комплекса рассматриваются как важный источник финансовых ресурсов, а
потому предполагается перенос на них возрастающего налогового бремени.
Во-вторых, поддержка товаропроизводителей за счет «умелой» ценовой политики
может вновь обернуться заниженными ценами на нефть и нефтепродукты для
отдельных групп потребителей. В-третьих, намечается значительный структурный
сдвиг в потреблении нефтепродуктов — от промышленности к коммунально-бытовому
сектору и пассажирскому транспорту (ранее эти потребители традиционно
субсидировались). В-четвертых, растущие требования к охране окружающей среды и
надежности энергоснабжения означают неизбежный рост внутренних издержек
предприятий на добычу, преобразование и транспортировку нефти и нефтепродуктов.

Главным приоритетом в документах названо
повышение крайне низкой в настоящее время эффективности энергопотребления и
энергосбережения. Для ВИНК это означает следующее: при сохраняющемся разрыве в
энергоемкости производства из России выгоднее экспортировать сырье, а не
продукты его переработки или конечную продукцию. Такое положение, по-видимому,
сохранится еще достаточно долго; действенная политика энергосбережения в
сочетании с низкими темпами возрождения отечественной экономики, вероятно,
обусловит умеренные объемы внутреннего спроса на энергоносители как на
макроуровне, так и на большинстве региональных рынков.

Следовательно, не противоречащая национальным
приоритетам и имеющая своей целью наращивание добычи нефти и рост производства
нефтепродуктов стратегия развития вертикально интегрированной нефтяной компании
может быть оправдана только при ориентации прироста предложения на внешние
рынки, вытеснении конкурентов с внутрироссийского или региональных рынков и
замещении конкурирующих видов топлива своей продукцией.

Государственная политика в той части, которая
имеет отношение к нефтяным компаниям, ориентируется на повышение экономической
и энергетической эффективности всех стадий добычи, преобразования,
распределения и использования энергетических ресурсов. Кроме этого отказ от
чрезмерной централизации энергоснабжения с приближением его к потребителям,
экологическую и аварийную безопасность источников энергии и надежность
энергоснабжения потребителей, разработку эффективных технологий добычи и
переработки углеводородного сырья и т.д. Очевидно, ужесточение требований к
надежности и экологической безопасности, а также децентрализация
энергоснабжения неизбежно повлекут за собой рост расходов ВИНК.

Подобные неясности, хотя и затрудняют разработку
целей стратегического развития вертикально интегрированных нефтяных компаний,
не являются непреодолимыми. С учетом их реального вклада в экономику России
нефтяные компании могут строить стратегию своего развития достаточно независимо
от государства при соблюдении всех правил, установленных последним. Более того,
по нашему мнению, роль вертикально интегрированных нефтяных компаний в
экономике современной России такова, что государство не может позволить себе не
считаться с их интересами.

вертикальный
интеграция конкурентоспособность производственный хозяйственный

3. ОЦЕНКА СТЕПЕНИ ВЕРТИКАЛЬНОЙ
ИНТЕГРАЦИИ РОССИЙСКИХ НЕФТЯНЫХ КОМАПНИЙ

Как отмечалось ранее, в РФ можно выделить три
группы существующих ВИНК:

—  государственные, где доля государственной
собственности составляет 100% в Уставном капитале;

—       частично государственные, где доля
госсобственности составляет значительную часть.

—       частные компании, созданные без
участия государства. Все без исключения нефтяные компании в России созданы на
базе государственных приватизированных предприятий. К категории частных АО
могут быть отнесены только дочерние предприятия, созданные самой нефтяной
Группой.

Проанализируем рассматриваемые нами ВИНК по
данному критерию (по состоянию на конец 2013 г.). Доля государства и частных
лиц в Уставном капитале компаний представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1- Доля государства и частных лиц в
Уставном капитале компаний

	Государство, %	Частные лица, %	Тип ВИНК
ОАО «Лукойл»	—	100	Частная компания
ОАО «Роснефть»	69,5	30,5	Частично государственная
ОАО «Сургутнефтегаз»	—	100	Частная компания
ОАО «Славнефть»	—	100	Частная компания

Как и следовало ожидать, большая часть ТЭК
России сосредоточена в частных руках, все это является наглядным примером
процесса приватизации начала 90-ых годов. Однако изначально эти компании
создавались как государственные с преобладанием доли государства в Уставном
капитале.

Далее сравним составляющие выручки от реализации
нефти, нефтепродуктов и прочей продукции (газ, продукция нефтехимии и тд.).
Общая выручка компаний приведена в таблице 3.2.

Таблица 3.2- Общая выручка компаний

ОАО «Лукойл»	2011 г.	2012 г.	2013 г.
	млн. дол. США	доля, %	млн. дол. США	доля, %	млн. дол. США	доля, %
Выручка от реализации нефти	36085	0,27	33401	0,24	32534	0,23
Выручка от реализации нефтепродуктов	89545	0,67	96028	0,69	100431	0,71
Выручка от реализации прочей продукции	8019	0,06	9742	0,07	8487	0,06
Итого	133650	100	139171	100	141452	100
ОАО «Роснефть»
Выручка от реализации нефти	39977	0,51	43825	0,49	69730	0,57
Выручка от реализации нефтепродуктов	36329	0,47	43021	0,48	63067	0,41
Выручка от реализации прочей продукции	1666	0,02	1866	002	2010	0,02
Итого	77972	100	88712	100	134807	100
ОАО «Сургутнефтегаз»
Выручка от реализации нефти	12469	0,57	13356	0,57	13645	0,59
Выручка от реализации нефтепродуктов	8531	0,39	9373	0,4	8788	0,38
Выручка от реализации прочей продукции	875	0,04	703	0,03	694	0,03
Итого	21875	100	23432	100	23127	100
ОАО «Славнефть»
Выручка от реализации нефти	1992	0,27	3769	0,51	4205	0,67
Выручка от реализации нефтепродуктов	4582	0,62	2735	0,38	1414	0,23
Выручка от реализации прочей продукции	824	0,11	769	0,11	615	0,1
Итого	7398	100	7273	100	6234	100

В случае ОАО «Лукойл» просматривается увеличение
доли выручки от реализации нефтепродуктов, которая на конец 2013 года
практически составляет ¾ от общего
количества выручки.

В случае ОАО «Роснефть» продажи нефти и
нефтепродуктов находятся почти на оном уровне и увеличиваются из года в год.

ОАО «Славнефть» активно наращивает долю выручки
от реализации сырой нефти. За последние три года этот показатель вырос
практически в 2,5 раза.

ОАО «Сургутнефтегаз» придерживается двойственной
политики — доля продаж нефти и нефтепродуктов находятся примерно на одном и том
же уровне. Наращивается выручка от реализации нефти.

Степень вертикальной интеграции
нефтяных компаний оценивается с помощью показателя вертикальной интеграции,
представляющего собой отношение годового объема добытых жидких углеводородов к
годовому объему переработанных, что фактически совпадает с коэффициентом
самообеспеченности [7].

КСН = ГДН/ГПН; (3.1)

где ГДН — годовой объем добычи
нефти;

ГПН — годовой объем переработки
нефти на НПЗ.

Значения показателей
вертикальной интеграции компаний за последние три года приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3- Показатель
вертикальной интеграции нефтяных компаний

Наименование компаний	2011 г.	2012 г.	2013 г.
ОАО «Лукойл»	2,034	1,3	1,37
ОАО «Роснефть»	2,217	1,98
ОАО «Сургутнефтегаз»	2,801	2,99	2,85
ОАО «Славнефть»	0,96	0,98	0,89

Необходимо отметить, что
слишком высокая интегрированность отрицательно сказывается на жизнеспособности
компаний — значительно больше, чем недостаточная. Это связано с высокими
рисками деятельности, снижением гибкости и падением доходности вследствие возникающего
отрицательного эффекта масштаба.

Также можно сказать, что
оптимальный показатель вертикальной интеграции равен 0,5- 0,6.

Увеличение степени вертикальной интеграции
означает не только расширение бизнеса внутри одной страны, но и активное
участие в международной деятельности, перемещение активов компании на
территории других стран, увеличение рынка сбыта продукции. Вследствие чего
рождаются новые транснациональные компании.

Транснациональная компаниям — компания,
владеющая производственными подразделениями в нескольких странах. По другим
источникам определение транснациональной компании звучит так: компания,
международный бизнес которой является существенным.

Для определения транснациональных компаний
существует специальный индекс транснациональности. Расчет индекса
транснациональности ведется по следующей формуле [7]:

Iт = 1/3 ( Ai
/A + Ri
/R + Si
/S)*100% , (3.2)

где Iт — индекс транснациональности, %;i-
зарубежные активы;- общие активы;i
— объем продаж товаров и услуг зарубежными филиалами;- общий объем продаж
товаров и услуг;i —
зарубежный штат;- общий штат работников компании.

Если сравнить ТНК родом из России с европейскими
ТНК, то можно заметить закономерность: в связи с объемами рынка России, степень
транснациональности их ТНК будет значительно ниже, чем у европейских ТНК, рынок
родной страны которых сильно ограничен. Кроме того, важное значение имеет
налоговая система РФ и Европы. Для европейских ТНК, например, немецких, намного
рентабельнее выносить производство на восток.

Таблица 3.4- Индекс транснациональности

Года	Активы, млн. долл.	Продажи, млн. долл.	Занятость	Ин-декс
	Зарубежные	Общие	Доля	Зарубежные	Общие	Доля	Зарубежные	Общие	Доля
ОАО «Лукойл»
2013	67192	117882	0,57	88710	105044	0,84	71104	149801	0,47	0,55
2012	48558	89923	0,54	68443	80130	0,85	69497	144785	0,48	0,56
2011	43237	74548	0,58	56800	66429	0,85	67614	140029	0,48	0,66
ОАО «Роснефть»
2013	55600	132381	0,42	67352	77416	0,87	4444	104392	0,04	0,52
2012	26 350	73 203	0,36	36288	42804	0,85	4 016	103 944	0,04	0,39
2011	20381	56662	0,36	28068	33132	0,85	3506	102274	0,03	0,42
ОАО «Сургутнефтегаз»
2013	11649	50646	0,23	25007	31654	0,79	1725	86235	0,02	0,37
2012	9886	38024	0,26	19250	23765	0,81	1681	84031	0,02	0,39
2011	6737	28072	0,24	14211	17545	0,81	1609	80453	0,02	0,36
ОАО «Славнефть»
2013	4342	9654	0,45	2304	5619	0,41	2296	11589	0,43	0,43
2012	5987	10856	0,55	2666	6503	0,41	5053	11750	0,43	0,46
2011	5765	10765	0,54	2976	6574	0,45	5339	11864	0,45	0,48

В среднем индекс транснациональности по четырем
рассмотренным компаниям представлен в таблице 3.4 и составляет 0,5-0,55.
Основным составляющим индекса является доля продаж нефти и нефтепродуктов в
зарубежье, это объясняется относительно высокими ценами на них за последние три
года. Компании ОАО «Лукойл» и ОАО «Славнефть» также обладают высокими долями
зарубежных активов. В первом случае это объясняется тем, что «Лукойл» ведет
широкомасштабную мировую деятельность, как на территории Российской Федерации,
так и в 25 странах ближнего и дальнего зарубежья. В случае ОАО «Славнефть»
практически половина активов находится на территории республики Беларусь (была
образована в 1994 году по постановлению правительств РФ и РБ). Малая доля
зарубежных активов ОАО «Роснефть» говорит о том, что она практически полностью
сосредоточена на территории Российской Федерации, имеются проекты в некоторых
странах СНГ и Алжире.

Сравнивая показатели таблиц 3.3 и 3.4 можно
выявить закономерность, заключающуюся в том, что чем больше показатель
вертикальной интеграции, тем больше индекс транснациональности. Единственным
исключением являются показатели ОАО «Славнефть», это объясняется тем, что,
несмотря на большую степень вертикальной интеграции, вся деятельность компании
сконцентрирована лишь на территории двух стран- РФ и республики Беларусь.

Подводя итоги по работе можно сделать вывод о
том, что на сегодняшний день ведущие российские нефтяные компании по степени
вертикальной интегрированности активно приближаются к мировым показателям, не
малую роль в этом играет наращивание объемов переработки нефти внутри страны и
экспорт за ее пределы нефтепродуктов.

Заключение

1.  Анализ основных технико-экономических
показателей компании за 2011-2013 гг. позволил охарактеризовать деятельность
ОАО «ЛУКОЙЛ» как одного из лидеров среди российских ВИНК. Несмотря на то, что
мировые цены на нефть и нефтепродукты сильно упали, компания наращивает
небольшими темпами объемы общей выручки. Все это достигается в основном
благодаря увеличению объемов реализации нефтепродуктов. Вместе с тем
расширяется и ассортимент предлагаемой продукции не только первичной
переработки, но и продуктов нефтехимии.

Анализ показателей показал, что темп добычи
нефти компанией сократились в основном из-за увеличения степени выработанности
запасов добывающих активов в Западной Сибири. Значительное влияние на снижение
добычи оказал недостаток необходимых энергетических мощностей в регионе на фоне
опережающего спроса на энергию со стороны большого числа нефтедобывающих
предприятий. Для того чтобы компенсировать снижение добычи, Компания осуществляет
подготовку новых месторождений в Тимано-Печоре и на Каспии.

. Во второй части дипломной работы рассмотрены
понятия, виды и причины вертикальной интеграции. Изучено влияние вертикальной
интеграции на конкурентоспособность предприятия. Рассмотрена особенность
стратегического управления вертикально-интегрированными компаниями. Раскрыто
понятие степени вертикальной интеграции, которая характеризует соотношение
перерабатываемой и добываемой компанией нефти, дает общее представление о
развитии вертикальной интеграции в нефтяных компаниях. В работе приводится
пример-сравнение показателей вертикальной интеграции ведущих мировых и
российских ВИНК за 2003-2005 года период, проведен анализ отличия степени
вертикальной интеграции.

В дипломной работе подробно изложены основные
достоинства и

недостатки вертикальной интеграции, особенности
функционирования вертикально-интегрированных нефтяных компаний в условиях
российского рынка.

. Проведенная в третьей части оценка степени
вертикальной интеграции российских нефтяных компаний показала, что в целом
средние показатели вертикальной интеграции находятся на небольшом уровне в
отличие от мировых значений, но за последние три года просматривается их
интенсивный рост. Однако показатели вертикальной интеграции некоторых компаний
(например ОАО «Славненфть») наоборот имеют большие значения, это, в свою
очередь, также отрицательно сказывается на технико-экономических показателях
компании, гораздо сильнее, чем недостаточная интегрированность.

В работе в ходе анализа показателей вертикальной
интеграции выявлено, что они прямо пропорционально влияют на значение индекса
транснациональности — чем выше первый показатель, тем сильнее развита
международная деятельность компании.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.          Алафинов
С. Нефтяной бизнес — интеграционные процессы вчера, сегодня, завтра /С.
Алафинов// Нефть и Капитал. — 2006 — №3. — С. 24-35.

2.      Алекперов
В. Вертикальная интеграция и конкуренция на рынке нефти и нефтепродуктов /
Алекперов В.// Нефть и бизнес. 2007 — №2. — С. 12-19.

3.      Годовая
и консолидированная финансовая отчетность ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2011-2013 г.
www.lukoil.ru <http://www.lukoil.ru>

.        Годовая
и консолидированная финансовая отчетность ОАО НК «Роснефть» за 2011-2013 г.
www.rosneft.ru <http://www.rosneft.ru>

.        Годовая
и консолидированная финансовая отчетность ОАО «Сургутнефтегаз» за 2011-2013 г.
www.surgutneftegas.ru <http://www.surgutneftegas.ru>

.        Годовая
и консолидированная финансовая отчетность ОАО «Славнефть» за 2011-2013 г.
www.slavneft.ru <http://www.slavneft.ru>

.        Данников
В.В. Холдинги в нефтегазовом бизнесе: стратегия и управление. /В.В. Данников. —
М.: Элвойс-М, 2005.-272 с.

.        Колядов
Л., Комарова Л., Епифанова Н. Структура управления нефтяными компаниями. /Л.
Колядов, Л. Комарова, Н. Епифанова. — М.: Книжный мир, 2005. — 234 с.

.        Мухин
А. Российские вертикально-интегрированные нефтяные компании: проблемы
управления. / А. Мухин// Вопросы экономики. 2006 — №1. — С.23-32.

10.        Шагиев
Р. Интегрированные нефтегазовые компании. /Р. Шагиев. — М.: 2005. — 102 с.

11.         Бренц
А. Д. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой
промышленности. / А.Д. Бренц, В.Е. Тищенко, Ю.М. Малышев. — М.: Недра, 2006
-231 с.

12.    Сыромятников
Е.С. Организация, планирование и управление нефтедобывающими предприятиями. /Е.С.
Сыромятников, Н.Н. Победоносцева, В.Д. Зубарева, В.А. Шпаков. — М.: Недра,
2006. -279 с.

13.       Дунаев
В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности /Шпаков В.А.,
Епифанова Н.П. и др — М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2006. —
154 с.

14.         Бренц
А.Д. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой
промышленности / Тищенко В.Е., Малышев Ю.М. и др — М.: Недра, 2006. — 287 с.

.
Пивоваров К. Планирование на предприятии /К. Пивоваров — М:: Феникс, 2006. —
305 с.

16.
Кузьбожев Э. Н. Планирование на предприятии. Учебное пособие / Т. Н. Бабич, Э.
Н. Кузьбожев. — М.: КноРус, 2005. — 208 с.

.
Платонова Н. А. Планирование деятельности предприятия / Н.А. Платонова. — М.:
Дело и сервис, 2005. — 354 с.

.
Платонова Н.А. Планирование деятельности предприятия: Учебное пособие для
вузов/ Н. А. Платонова — М: Дело и сервис, 2005. — 78 с.

.
Ковалев В.В. Аренда: право, учет, анализ, налогообложение / В.В. Ковалев. — М.:
Финансы и статистика, 2006. — 272 с.

.
Корельский В. Ф. Биржевой словарь / В.Ф. Корельский. — М.: Международные
отношения, 2006. — 288 с.

PJSC Lukoil

Lukoil’s headquarters in Moscow
Native name	ПAO «Лукойл»
Type	Public (ПAO)
Traded as	MCX: LKOH
Industry	Oil and gas
Predecessor	Langepasneftegaz Urayneftegaz Kogalymneftegaz
Founded	25 November 1991; 31 years ago
Founder	Vagit Alekperov
Headquarters	Moscow , Russia
Number of locations	5,867 (2014)
Area served	Europe, Kazakhstan, Uzbekistan, Iraq, Egypt, Ghana, Nigeria, Cameroon, United States, Mexico
Key people	Vagit Alekperov (president and CEO) Leonid Fedun (vice-president)
Products	Petroleum Natural gas Petrochemicals
Revenue	$128 billion[1] (2021)
Operating income	$13.3 billion[1] (2021)
Net income	$10.5 billion[1] (2021)
Total assets	$93.2 billion[1] (2021)
Total equity	$61.4 billion[1] (2021)
Number of employees	101,000 (2019)
Subsidiaries	see Subsidiaries
Website	lukoil.com

The PJSC Lukoil Oil Company (Russian: Лукойл, tr. Lukoyl, IPA: [ˈluːkɔɪl] stylized as LUKOIL or ЛУКОЙЛ in Cyrillic script) is a Russian multinational energy corporation headquartered in Moscow, specializing in the business of extraction, production, transport, and sale of petroleum, natural gas, petroleum products, and electricity. It was formed in 1991 when three state-run, western Siberian companies named after the respective town in Khanty–Mansi Autonomous Okrug that each was based in, Langepasneftegaz, Urayneftegaz, and Kogalymneftegaz, merged. Its name is the combination of the acronym LUK (initials of the oil-producing cities of Langepas, Uray, Kogalym) and the English word «oil».^[2][3]

Lukoil is the second largest company in Russia after Gazprom, and the country’s largest non-state enterprise in terms of revenue, with ₽4,744 billion in 2018.^[4][5] In the 2020 Forbes Global 2000, Lukoil was ranked as the 99th-largest public company in the world. Internationally, it is one of the largest global producers of crude oil. In 2019, the company produced 87.488 million metric tons of oil (1.639 million barrels per day) and 35.046 billion cubic meters of natural gas.^{[6][failed verification]} As of 2021, the company had operations and subsidiaries in more than 30 countries around the world.^{[7][needs update]}

History[edit]

Origins[edit]

«Langepas, Uray, and Kogalym» oil (Lukoil) was established by the USSR Council of Ministers Decree No. 18 on November 25, 1991, as a state-owned enterprise. In the new company, three oil production companies, Langepasneftegaz, Uraineftegaz, and Kogalymneftegaz, processing company Permnefteorgsintez, and the Volgograd and Novosibirsk refineries, were merged (the latter soon came under the control of the authorities of Bashkortostan).^[8]

The central figure in the company’s founding was the Soviet deputy minister of oil production Vagit Alekperov.^[8] He came to believe the only way Russians could compete against western companies was to copy their business model. That meant vertically integrating the three branches of the industry—exploration, refining, and distribution—that were strictly separate under the old Soviet system.^[9]

On April 5, 1993, Lukoil transformed itself from a state-owned enterprise to a private open joint-stock company based on Presidential Decree No. 1403 of November 17, 1992.

1990s[edit]

In 1994, Lukoil became the first company to begin offering shares of stock on the new Russian Trading System.^[8]

In 1995, Lukoil controlled the stakes of nine oil-producing, marketing and service enterprises in Western Siberia, the Urals, and Volgograd Oblast in order to abide by Government Decree No. 861 of September 1, 1995.^[10] In the same year, a 5% stake of Lukoil was sold by the state with a minimum excess of the starting price in an auction.^[11] In November 1995, Lukoil filed with the U.S. Securities and Exchange Commission to issue American depositary receipts on Western stock markets. This allowed United States investors for the first time, to be able to buy shares in a Russian company.^[12]

In 1997, Lukoil signed a contract with the Iraqi Ministry of Oil for the development and production of the second stage of the West Qurna-2 oil field. After Saddam Hussein’s regime was overthrown, the project was suspended and later terminated.^[13]

In 1999, Lukoil acquired numerous enterprises such as the Odessa Oil Refinery in Ukraine, the Burgas Oil Refinery in Bulgaria, and KomiTEK.^[10]

2000s[edit]

In 2000, Lukoil acquired the distribution and marketing operations of American oil company Getty Oil. This resulted in the control of a network of gas stations in the United States as well as the first time Lukoil enters the American oil market.^[10]

In September 2004, ConocoPhillips purchased a 7.6% stake in Lukoil for about $2 billion. According to some commentators, the sale of this deal was planned before in a personal meeting between Russian President Vladimir Putin and ConocoPhillips’ president and CEO, James Mulva. After the auction, Lukoil and ConocoPhillips announced the creation of a strategic alliance. Later, the American company increased its stake to 20% in Lukoil and sold to the Russian company part of its network of gas stations in the United States and Western Europe. The two oil companies also agreed to jointly develop an oil and gas field in the northern Timan-Pechora area of Russia (Komi Republic) and intended to secure the rights to develop the West Qurna Field in Iraq, one of the country’s largest.^[14][15]

Uzbekistan’s deputy prime minister Ergash Shaismatov announced on 30 August 2006 that the Uzbek government and an international consortium consisting of state-run Uzbekneftegaz, Lukoil Overseas, Petronas, Korea National Oil Corporation, and China National Petroleum Corporation signed a production sharing agreement to explore and develop oil and gas fields in the Aral Sea, stating «The Aral Sea is largely unknown, but it holds a lot of promise in terms of finding oil and gas. There is risk of course but we believe in the success of this unique project».^[16] In December 2006, Lukoil announced the acquisition of 376 filling stations in six European countries: Belgium, the Czech Republic, Finland, Hungary, Poland, and Slovakia, from ConocoPhillips.^[17]

In 2007, Lukoil established a joint-venture with Gazprom and in 2008, established a joint-venture as well with Italian oil company ERG S.p.A.^[10] In 2009, Lukoil and Norwegian oil company Statoil won a tender offer for the development of the West Qurna Field in Iraq. However, in early 2012, Statoil withdrew from the project, resulting in Lukoil consolidating 75% of development of the oil field.^[10][13]

2010s[edit]

From 2010 to February 2011, ConocoPhillips sold its whole 20% stake in Lukoil due to its difficult financial situation.^[18][19]

In September 2012, Lukoil created a shared service centre in the Czech Republic to provide accounting services to its subsidiaries in Belgium, Poland, and Bulgaria.^[20] In December 2012, Lukoil bought the Imilor field for ₽50.8 billion in the Khanty-Mansi Autonomous Okrug to explore and develop the hydrocarbon deposits located there.^[21]

In February 2013, Lukoil sold the Odessa Oil Refinery to the Ukrainian «East European Fuel and Energy Company» (VETEK). For Lukoil, the oil refinery was unprofitable when production was stopped as early as October 2010 and the refinery finally closed in the summer of 2013.^[22] In April 2013, Lukoil agreed to buy Hess Corporation’s Russian unit for $2.05 billion.^[23]

In 2014, the company faced a sharp decline in retail sales in Ukraine by 42%, caused by Russian intervention in Ukraine. As a result, the management of Lukoil agreed to sell 100% of its subsidiary Lukoil Ukraine to the Austrian company AMIC Energy Management, which was announced at the end of July 2014.^[24][25]

In 2014, Lukoil sold its service stations in the Czech Republic, Slovakia, and Hungary.^[26]

In 2015, it sold its service stations in Estonia and Ukraine, and in 2016, it sold its service stations in Latvia, Lithuania, Poland, and Cyprus.^[27][28][29]

2020s[edit]

In March 2022, Lukoil’s market stock price dropped 95 percent, as a result of international sanctions during the 2022 Russian invasion of Ukraine.^[30]

On 21 April 2022, Lukoil issued a statement saying that president Vagit Alekperov had stepped down and resigned from the board of directors after 29 years.^[31]

The Norway state-owned oil company Equinor exited the last of their joint ventures in Russia by withdrawing the joint venture with Lukoil and exiting the Kharyaga project on 2 September 2022.^[32]

Operations[edit]

Oil and gas production[edit]

Hydrocarbon reserves[edit]

The company’s proved hydrocarbon reserves as of January 1, 2011 amounted to 17.255 billion barrels of oil equivalent, including 13.319 billion barrels of petroleum and 0.67 trillion cubic meters of natural gas. In terms of proved oil reserves, Lukoil, according to its own information, was the sixth-largest private oil company in the world at the time.^[33][34]

In addition, probable hydrocarbon reserves as of January 1, 2011 were 8.46 billion barrels of oil equivalent (including oil 6.47 billion barrels of petroleum and 0.34 trillion cubic meters of natural gas). Possible reserves were 3.17 billion barrels of oil equivalent (including 2.78 billion barrels of petroleum and 65.7 billion cubic meters of natural gas).^[33]

Major oil fields[edit]

Rank	Field	Production (thousand tons) (2007)
1	Tevlinsko-Russkinskoye	9,486[citation needed]
2	Vatyeganskoye	8,086[citation needed]
3	Povkhovskoye	6,183
4	Pocachevskoye	3,582[citation needed]
5	Yuzhno-Yagunskoye	3,142
6	Kharyaga	2,874 (2007)[citation needed]; 1,560 (2021)[32]
7	Kogalym	2,793
8	Pamyatno-Sasovskoye	2,464
9	Urievskoye	2,227
10	Usinskoye	2,113

Since 2016, Lukoil has been trying to get a development license for Nadezhda field in Baltic field, situated in Kaliningrad region aside of Continental shelf, which is booked for state companies only. In October 2021, due to ecology risks, the Russian government withdrew the decision to provide the license for geological exploration at Nadezhda field.^[35]

Domestic projects[edit]

In December 2011, Lukoil established a joint venture with Bashneft to develop the Trebs and Titov oil fields. Total recoverable reserves and oil resources from these fields are 89.73 million tons in C1 category, 50.33 million tons in C2 category and 59.29 million tons in category C3.^[36][37][38]

Foreign projects[edit]

The operator of Lukoil’s foreign projects in the exploration and production sector is its subsidiary, Lukoil Overseas.

Lukoil is involved in the implementation of 16 projects for the exploration and development of structures and deposits in the following countries:

• Azerbaijan (D-222 (Yalama), Shah-Deniz)
• Kazakhstan (Tengiz, Karachaganak, Kumkol, Karakuduk, Northern Buzachi, Alibekmola, Kozhasai, Arman, Zhambai South, Atash, Tyub-Karagan);
• Uzbekistan (Kandym-Khauzak-Shady-Kungrad, Aral, Kungrad, South-West Gissar)
• Egypt (Meleiha, West Esh-El-Mallah, West Geisum, Northeast Geisum)^[39]
• Iraq (West Qurna-2)
• Iran (Anaran);
• Colombia (the Condor project in conjunction with the Colombian state company Ecopetrol)
• Ivory Coast (production sharing agreement on the offshore block CI-205 in the Gulf of Guinea)
• Venezuela (Junin Block 3)
• Saudi Arabia
• Ghana (Cape Three Points Deepwater)
• Romania
• Cameroon (Etinde floating LNG project)^[40]

The extraction of hydrocarbons from all the above projects is carried out only in Kazakhstan (5.5 million tons of oil and 1.9 billion cubic meters in 2006) and Egypt (0.2 million tons).

Oil and gas processing[edit]

Lukoil owns seven oil-processing companies in Eastern Europe with total capacity of 82.1 million tons per year. In Russia it owns large refineries in Volgograd, Perm, Nizhny Novgorod, and Ukhta refineries and mini-refineries in Uray and Kogalym. It also owns refineries in Bulgaria, Romania, and Italy, and has a 45%-stake in an oil refining complex in the Netherlands.^[41] In 2020, the company was also in talks to reconstruct a refinery plant in Cameroon, which belongs to Cameroon’s national refining company, Sonara.^[42]

Country	Name	Location	Launched	Acquired	Capacity, mln tpa
	Lukoil-Nizhegorodnefteorgsintez	Kstovo	1958	2000	15.0
	Lukoil-Permnefteorgsintez	Perm	1958	1991	12.0
	Lukoil-Volgogradneftepererabotka	Volgograd	1957	1991	9.9
	Lukoil-Ukhtaneftepererabotka	Ukhta	1934	2000	3.7
	Lukoil Neftochim Burgas	Burgas	1964	1999	7.5
	Petrotel Lukoil Refinery	Ploieşti	1904	1998	2.4
	ISAB	Priolo Gargallo	1975	2008*	16.0
	Zeeland Refinery (share with TRN)	Vlissingen	1973	2009*	7.9*

* – 49% and 45% shares respectively

Speaking at a press conference in New York on October 18, 2006, the company’s CEO Vagit Alekperov said Lukoil is refusing to build a new refinery in Russia. According to him, «at this stage it is inexpedient and economically inefficient.» At the same time, Lukoil planned to build a large complex in Kalmykia for the processing of natural gas from the North Caspian fields worth over $3 billion. The work was supposed to start in the spring of 2008. Also in March 2007, Lukoil announced it would expand the capacity in the Lukoil Neftochim Burgas refinery in Burgas, Bulgaria from 7.5 million tons to 10 million tons of oil per year.^[43][44]

Petrochemistry[edit]

The subsidiary company Lukoil-Neftekhim specializes in petrochemistry, and operates the Stavrolen (Budyonnovsk), Saratovorgsintez, and the Karpatneftekhim (Kalush, Ukraine) petrochemical plants. Petrochemical facilities are also part of the Neftochim Burgas Combine in Bulgaria. «Lukoil» is the largest producer of alkene and acrylonitrile in Eastern Europe. Together with Sibur, Lukoil-Neftekhim owns a controlling stake in the Polief plant.

Transportation[edit]

Transportation of oil produced by Lukoil in Russia is carried out for the most part by the pipelines of Transneft, as well as by rail and water transport. Oil produced at the company’s fields in Kazakhstan is transported through pipelines such as the Caspian Pipeline Consortium.

Lukoil owns a number of oil and oil products terminals used for the export of oil and oil products:

• The terminal near Varandey off of the Barents Sea with a capacity of 12.5 million tons of oil a year is used for shipment of oil produced in the Timan-Pechora Basin.^[45]

Sales[edit]

Lukoil sells petrol in 59 regions of Russia and in 17 other countries, both CIS and Western: Azerbaijan, Belarus, Belgium (through its subsidiary Jet until late 2008, since rebranded to Lukoil), Bulgaria, Croatia (operated by Lukoil Croatia, but under the brand name «Europa-Mil»), Finland (Teboil), Georgia, Italy, Luxembourg, Moldova, Montenegro, Netherlands, North Macedonia, Romania, Serbia, Turkey and the United States. As of January 2014, it had 166 tank farms and 5,867 filling stations.^[46]

Power generation[edit]

Lukoil has the aggregate power generation capacity of 5,800 MW, of which 73% is for commercial use. Lukoil generates about 99% of electrical power of the Astrakhan Oblast and 62% of the Krasnodar Krai. Its main power generation subsidiaries are Lukoil-Volgogradenergo, Lukoil-Rostovenergo, Luikoil-Kubanenergo, Lukoil-Astrakhanenergo, and Lukoil-Stavropolenergo.^[47]

Lukoil operates two solar power plants at its own refineries in Romania and Bulgaria with respective capacity of 9 MW and 1.3 MW.^[47] A 10-MW solar plant is under construction at the Volgograd Refinery.^[48] It also owns an 84-MW wind farm in Topolog, Romania.^[49]

[edit]

Lukoil has been titular sponsor of FC Spartak Moscow since 2000. In August 2022, the company acquired ownership of the club (100% of the shares) along with the Otkritie Arena stadium.^[51]

In particular, the company sponsors the Volgograd water polo club Lukoil-Spartak. Lukoil also sponsors the Russian Olympic Committee and is one of the founders of the Russian Olympians Support Fund. In February 2014, Lukoil signed an agreement with the government of Arkhangelsk Oblast about supporting Vodnik.^[52]

Corporate affairs[edit]

Shareholders[edit]

In July 2010, the top managers of the company owned the largest stake (more than 30%) of the company’s shares: CEO Vagit Alekperov owning 20.6% and vice-president Leonid Fedun owning 9.8%. The American oil company ConocoPhillips owned 19.21% but due to financial difficulties, completely withdrew from the shareholders of Lukoil, selling its shares, and in part to Lukoil itself by February 2011. The remaining shares were freely traded on the London Stock Exchange, the Frankfurt Stock Exchange, the Russian Trading System, and the Moscow Interbank Currency Exchange. Market capitalization of the company was $60.4 billion as of June 2018.

Management[edit]

Chief executive officer[edit]

• 1993–2022: Vagit Alekperov
• 2022–present: Vadim Vorobyev

Board of Directors[edit]

List of directors that were elected on June 21, 2018:^[53]

• Vagit Alekperov — CEO^[54]
• Ravil Maganov, Chairman of the Board
• Victor Blazheev
• Lyubov Khoba
• Leonid Fedun
• Sergey Shatalov
• Pavel Teplukhin
• Boris Porfiryev

Invasion in Ukraine 2022[edit]

In March 2022, Toby Gati, Roger Munnings and Wolfgang Schüssel left the board of directors due to International sanctions during the Russo-Ukrainian War.^[55]

During the 2022 Russian invasion of Ukraine, Ravil Maganov criticised the Russian attack on Ukraine. September 1, 2022 he was found dead outside his hospital window the day that President Putin visited the hospital. Nearby video cameras had been turned off. The company has acknowledged the death in a statement saying that Ravil Maganov: «passed away following a severe illness».^[56]

Subsidiaries[edit]

This section needs expansion. You can help by adding to it. (January 2018)

The company «Lukoil» owns controlling stakes or otherwise controls the following main organizations:

Environmental record[edit]

According to Lukoil, their numbers in 2007 recorded a drop of 7.8% in the volume of pollutant effects and a drop of 3.8% in the area of contaminated lands compared to 2006. These numbers came after an appeal from EMERCON, the Ministry of the Russian Federation for Civil Defense, Emergencies and Natural Disaster Recovery, which proposed that Lukoil participate in the development of monitoring, prevention, and emergency recovery systems.^[57]

In an effort to increase productivity, Lukoil organized a contract to begin an oil pumping block in the Azerbaijani sector of the Caspian Sea. It arranged an Environmental Impact Assessment of the drill site in order to organize a second exploration drill. This block, D-222, was the largest prospective structure in the north-east section of the Caspian Sea as of 2008.^[58] The key issue was to assess how much damage the oil block would inflict on local fish populations. Taking into account the depth of the operation, around 700 meters, the amount of harm was projected to be minimal, with the majority of the damaged marine life being plankton and benthos. A rescue and salvage ship would be stationed there to mitigate the environmental effects on the area. Lukoil would develop contingency plans for oil spills and implement an environmental monitoring system.^[59]

At the same time, Lukoil faces criticism from various environmental organizations. In particular, the company’s oil production in the Baltic Sea near Kaliningrad Oblast was criticized as it is 22 kilometers away from the Curonian Spit, a UNESCO World Heritage Site.^[60]

According to a number of critics, Lukoil inherited the worst standards of the Soviet oil industry with respect to the environment, not taking enough responsibility to minimize pollution in its oil fields and refineries.^[61]

Lukoil has been ranked as among the 14th best of 92 oil, gas, and mining companies on indigenous rights and resource extraction in the Arctic.^[62]

In the Arctic Environmental Responsibility Index (AERI) Lukoil is ranked no. 37 out of 120 oil, gas, and mining companies involved in resource extraction north of the Arctic Circle.^[63]

Controversies[edit]

Environmental incidents[edit]

On one of the storage ponds of JSC «Lukoil-Volgograd-neftepererabotka» during the period from July 25 to August 8, 1996, the oil sludge was ignited due to the unacceptable conduct of welding operations. The surface layer of oil products was formed during the last two decades, and a similar ignition in this area was already noted in 1972. As a result of the 1996 fire, about 50,000 tons of oil products were burned, since even the soil was saturated with volatile fractions at this site. Where the fire was first lit, the concentration of carbon monoxide exceeded the permissible standards by almost 28 times, nitrogen dioxide tripled, hydrogen sulfide and phenol more than 1.5 times. In the residential areas of the Krasnoarmeysky district of Volgograd, located 7 km from the fire, as well as in the nearby settlements — B. and M. Chapurnik, Dubov Gully, Chervlen, Tingut — the content of combustion products in the air also exceeded the maximum permissible concentration. In the liquidation of this major technogenic emergency situation with severe environmental consequences, the divisions of the Ministry of Emergency Situations of Russia took part.^[64][65]

In the fall of 2003, the Russian Emergencies Ministry revealed the oil spill as a result of the depressurization of the interfacial oil pipeline belonging to the TPP Lukoil-Usinskneftegaz on the territory of the Komi Republic near the city of Usinsk. The area of oil pollution in one case was about 1.8 thousand m², in the second — 377 m².^[66]

On January 25, 2011 at about 10:00 (local time), as a result of oil leakage in the engine room LGPZ (CCI «Langepasneftegaz»), there was a fire. Fire extinguished more than 50 fighter. The plant suspended its work.^{[citation needed]}

On April 20, 2012, at the Trebs field, developed jointly by Lukoil and Bashneft, there was an accident that caused significant damage to the natural environment: over a day, continued flowing of oil from the re-opened well, which led to large-scale contamination of the territory. According to the press service of the administration of the Nenets Autonomous District, the contamination area exceeded 5 thousand square meters, the volume of spilled oil, according to Bashneft, was 600 tonnes (in independent sources numbers were up to 2.2 thousand tonnes).^[67][68][69]

On May 11, 2021, a leakage was identified in a pipeline connected to Lukoil’s Oshkoye field. The spill was estimated at 100 tons of oil, yet environmentalists argued that 100 tons is an underestimate. The spill had infiltrated the Kolva river and traveled upstream, affecting the river habitats. Russia’s Northwest Komi Republic declared emergency. The damage was estimated at $4.1 billion.^[70][71]

Ukrainian investigation[edit]

In January 2015, the Security Service of Ukraine announced an investigation into whether Lukoil had financed separatists in Donbas.^[72]

Antitrust law violations[edit]

In November 2009, the Federal Antimonopoly Service of Russia (FAS) imposed a record fine of ₽6.54 billion on the company for violating antitrust legislation. The fine was imposed for the abuse of the company’s dominant position in the wholesale market of petroleum products in the first half of 2009, expressed in «the seizure of goods from circulation» and the creation of «discriminatory conditions for the sale of petroleum products to individual counterparties». As FAS has calculated, these actions led to an increase in prices in the wholesale markets of motor gasoline, diesel fuel, and aviation kerosene in the first half of 2009.^[73]

Cambridge Analytica[edit]

In March 2018, the data firm Cambridge Analytica, tied to the 2016 Trump Campaign, was accused of discussing «political targeting» of American voters with representatives of Lukoil.^[74] “Cambridge Analytica sought to identify mental and emotional characteristics in certain subsets of the American population and worked to exploit them by designing them to activate some of the worst vulnerabilities in people, such as neuroticism, paranoia and racial biases,” whistleblower Christopher Wylie told the Senate Judiciary Committee in 2018.^[75] With Lukoil, the consulting firm shared election disruption strategies, which included videos and posters intended to demoralise and alarm voters.^[76] Lukoil is on the Sectoral Sanctions Identifications list, has been linked to Russian influence in the past, and CEO Vagit Alekperov, a former oil minister, had made statements suggesting that he considers helping Russia to be a strong political ambition.^[76][77]

VP driving accident[edit]

On February 25, 2011, Lukoil’s vice president Anatoliy Barkov crashed his Mercedes S500 into a Citroën C3 car with doctor Olga Alexandrina and famous obstetrician Vera M. Sidelnikova inside; both women died in the collision. The General Administration for Traffic Safety blamed the driver of the Citroën but it was suggested the administration was covering up that the real culprit of the accident was the driver of the Mercedes, who, according to eyewitnesses, was driving around a traffic jam and went into the oncoming lane. There is also some speculation that the driver of the Mercedes was the vice-president of Lukoil himself. A few days after the accident, the Head of the State Traffic Safety Inspectorate of Moscow issued a notice of misconduct to the commander of the Traffic Police battalion who registered the accident on Leninsky Avenue because he had prematurely called the driver of the Citroën, Olga Alexandrin, the culprit of the accident. The incident caused a public reaction, in particular, a boycott of this company’s gas stations was organized. Blogger Andrei Bocharov announced a mock advertisement of Lukoil based on this accident, and rapper Noize MC wrote the song «Mercedes S666 (Make Way for the Chariot)».^{[78][79][80][81][82][83][84][85][86]}

Bulgarian license[edit]

In July 2011, Lukoil had a conflict with Bulgarian authorities. According to the latter, the company’s Bourgas refinery did not have timely installed meters for the manufactured fuel (used to determine the amount of excises paid), which, according to officials, Lukoil allegedly underpaid about €250 million to the country’s budget. As a result, the company lost its license and was stopped, but in early August 2011 the plant was re-launched.^[87]

Sanctions[edit]

On 11 September 2014, US President Obama said that the United States would join the EU in imposing tougher sanctions on Russia’s financial, energy and defence sectors, following the escalation of Russo-Ukrainian War.^[88] The U.S. added Lukoil to the Sectoral Sanctions Identifications list on September 12, 2014.^[89][77]

The effect of sanctions in 2022 against shipped Russian oil has had a detrimental effect on the Priolo Gargallo ISAB refinery in Sicily with an inability to bring in oil from Russia and related cash flow finance problems.^[90] This has resulted in the refinery being put under Italian trusteeship with a buyer being sought.^[91]

Sanctioned by New Zealand.^[92]

Criticism[edit]

• The Association of Small and Medium-Sized Oil Production Enterprises, also known as Assoneft, criticized Lukoil and the authorities of the Komi Republic for providing tax breaks to the oil companies of the region, which are obliged to extract at least 7 million tons of oil per year and (or) recycle at least 3 million tons. Only two enterprises–Lukoil-Komi and Lukoil-Ukhtaneftepererabotka–correspond to these conditions in the region. In March 2007, the Federal Antimonopoly Service initiated a case against the State Council of the Komi on the grounds of violation of Part 1 of Art. 15 of the Law «On Protection of Competition» with regard to restricting competition in the oil production and refining markets.^[93][94]
• In October 2005, then-prime minister of Lithuania, Algirdas Brazauskas, was in the center of the scandal involving Lukoil. The opposition of the Lithuanian parliament, Homeland Union, began collecting signatures for the creation of a parliamentary commission to investigate the entrepreneurial activity of Brazauskas’ wife, Christina Butrimene-Brazauskiene, in particular with the acquisition of a 38% stake in the elite Vilnius Crowne Plaza hotel from the wife of the head of the Lukoil-Baltija company. The charges were related to Lukoil’s contention at that time for a stake in one of the largest enterprises in Lithuania, the oil refinery ORLEN Lietuva, part of Polish energy company ORLEN. Brazauskas rejected allegations of corruption, but admitted his wife owns 51% of the hotel shares, and another 48% belong to his son. On November 22, at the insistence of the country’s president Valdas Adamkus, Algirdas Brazauskas spoke on television, saying he was not involved in the privatization of the hotel, and that all charges should be considered by law enforcement bodies, not by the parliamentary commission.^[95]
• On September 14, 2012, more than fifty Lukoil gas station owners in New Jersey and Pennsylvania temporarily raised their prices to over $8 a gallon to protest Lukoil’s wholesale gas pricing. The owners are typically charged a wholesale price that is 5 to 10 cents a gallon more than their competitors and some are assessed an additional 25 to 30 cents per gallon based on their location.^[96] According to the station owners this makes it difficult to be competitive with stations that sell more established brands for lower prices.
• In March 2016, there were accusations by the press of the company not acquiring rights to part of the Massandra vineyards in Crimea.^[97][98]

See also[edit]

• List of companies of Russia
• Petroleum industry of Russia
• Companies of comparable role
  • Exxon-Mobil
  • Shell plc
• 2022 Russian businessmen suspicious deaths

References[edit]

External links[edit]