Содержание
Раздел 1. Характеристика рынка нефти
1.1. Нефтяная промышленность России
1.2. Мировой рынок нефти
1.3. Рынок российской нефти
Раздел 2. Методология ценообразования на рынке нефти
2.1. Эволюция механизма ценообразования на нефтяном рынке
2.1.1. Первый и второй период развития нефтяного рынка
2.1.2. Третий период развития нефтяного рынка
2.1.3. Четвертый период развития нефтяного рынка
2.2. Биржевое ценообразование
2.3. Внебиржевой рынок
2.4. Факторы, определяющие цену на нефть
2.5. Проблемы ценообразования на нефтяном рынке
Раздел 3. Стратегии и методы ценообразования на нефтяном рынке на примере ОАО НК «ЮКОС»
Список используемой литературы
Раздел 1. Характеристика рынка нефти
1.1. Нефтяная промышленность России
Нефтяная промышленность России играет важную роль, как в экономическом развитии страны, так и на мировом рынке. Это многоотраслевой комплекс, осуществляющий на всей территории России работы по поиску и разведке новых месторождений нефти, строительству скважин, добыче и магистральному транспорту нефти и попутного газа, их переработке и реализации, производству и ремонту нефтяного оборудования.
Для экономики любой страны нефть является одним из важнейших продуктов, она служит не только сырьем для жидкого моторного топлива, но и источником большого числа ценных химических продуктов. Россия располагает значительными ресурсами нефти – примерно 13% всех мировых запасов нефти. Их оценочная себестоимость составляет 4,5 трлн долл. США.
Нефть является одним из основных экспортных товаров России. Быстрый рост добычи нефти и крупномасштабный нефтяной экспорт многие годы фактически обеспечивали функционирование и развитие неэффективных секторов российской экономики. Однако уже во второй половине 1980-х годов ситуация начала заметно меняться. Максимум добычи нефти в России (570 млн т) был достигнут в 1988 г. В последующие годы наблюдалось быстрое падение добычи нефти. В 2000 г. добыча нефти составила немногим более 300 млн т. Основными причинами падения добычи нефти в России являются: отработка старых месторождений, прежде всего в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции; отставание с внедрением новых производственных мощностей; техническая отсталость отрасли; разрыв хозяйственных связей со странами СНГ, где остались основные предприятия, производящие нефтяное оборудование; нехватка инвестиций, в то время как резко осложнились горно-геологические условия добычи. Низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий.
В настоящее время Россия занимает 3-е место в мире по добыче нефти после Саудовской Аравии и США.
Нынешнее состояние нефтяной промышленности России характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращением объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместным переходом на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.
Добыча нефти в стране осуществляется насосным способом, фонтанным и на континентальном шельфе. В настоящее время резко возросло значение насосного способа, которым добывается 2/3 нефти страны. В нефтяной промышленности разрабатывается более 1000 месторождений.
Нефтедобывающая промышленность сосредоточена в основном в пределах пяти нефтегазоносных провинций России: Западно-Сибирской (на долю которой приходится около 70% всей добычи нефти в России), Волго-Уральской (около 25%), Тимано-Печорской (более 6%), Северо-Кавказской, Дальневосточной.
Крупным резервом для развития нефтяной промышленности является континентальный шельф России, площадь которого составляет 6 млн км2, 70% территории которого перспективны для поисков нефти и газа.
Основным нефтедобывающим районом является Западная Сибирь, где на территории Тюменской и Томской областей создана крупнейшая в стране база нефтяной промышленности, которая выделяется на общем фоне масштабами и эффективностью добычи. Здесь создается крупнейший в стране территориально-производственный комплекс на основе уникальных месторождений нефти и газа.
Перспективные районы добычи нефти в России – шельфы Баренцева и Охотского морей. Признаки нефтеносности имеются на обширной территории Севера, Восточной Сибири, Дальнего Востока.
Нефтяная промышленность страны вступила в качественно новую, более сложную стадию развития, когда возникает необходимость резко увеличивать объем поисково-разведочных работ, особенно в Восточной Сибири, в зонах глубины под газовыми месторождениями Западной Сибири, в шельфовых зонах морей, формирования необходимой для этого производственно-технической базы. Начата добыча нефти в Арктике на шельфе около острова Колгуев (Песчаноозерское месторождение).
Для обеспечения быстрых темпов развития нефтяной промышленности важное значение имеет также широкое применение методов искусственного воздействия на пласт и повышение уровня комплексной автоматизации нефтяных промыслов.
Продвижение добычи нефти в восточные районы страны и на север Европейской части придает особое значение проблеме расширения сети и увеличения мощности трубопроводного транспорта.
В Российской Федерации создана разветвленная система нефтепроводов, транспортирующих нефть в другие регионы страны, страны СНГ и Западной Европы. Она обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. Наиболее крупные: Усть-Балык – Курган – Альметьевск, Нижневартовск – Самара; Самара – Лисичанск – Кременчуг – Херсон – Одесса; Сургут – Новополоцк; Шаим – Тюмень; Усть-Балык – Омск – Анжеро-Судженск; Усть-Балык – Омск – Павлодар – Чимкент; Александровское – Анжеро-Судженск; Туймазы – Омск – Новосибирск – Красноярск – Ангарск; Альметьевск – Самара – Брянск – Мозырь – Польша, Германия, Венгрия, Чехия, Словакия; Альметьевск – Нижний Новгород – Рязань – Москва с ответвлением от Нижнего Нов города на Ярославль – Кириши, и др.
В ближайшие годы на территории России (Поволжье и Северный Кавказ) будет проложен трубопровод для транспортировки нефти из Тенгизского месторождения (Казахстан) в Новороссийск. Его строительство осуществляет Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) с участием Казахстана, Омана и России.
1.2. Мировой рынок нефти
В феврале 2003 года мировая добыча нефти увеличилась на 1,96 мб/д. Поставки нефти странами ОПЕК возросли на 1,5 мб/д, из них на Венесуэлу пришлось 850 кб/д и на Саудовскую Аравию – 330 кб/д. Поставки нефти из стран – не членов ОПЕК увеличились на 340 кб/д. Возобновление добычи на месторождении Ориноко в Венесуэле привело к увеличению поставок природного газоконденсата и некондиционной нефти на 114 кб/д.
В феврале количество свободных мощностей в странах ОПЕК сократилось до 1,7 мб/д, в начале марта оно должно составить менее 1 мб/д. Таким образом, возможное сокращение поставок нефти в случае войны в Ираке превосходит наличие свободных мощностей.
В январе промышленные запасы нефти в странах ОПЕК уменьшились на 44 мб до уровня в 2440 мб, что на 211 мб ниже уровня прошлого года. Покрытие спроса в днях форварда сократилось до 50 дней, что на 5,5 дней меньше уровня 2002 г. Оценка сокращения запасов в четвертом квартале была пересмотрена на 870 кб/д в сторону увеличения.
В феврале цены на сырую нефть продолжили свой рост, при этом цены на сорт WTI в среднем составили 35,73 долларов за баррель, Dated Brent – 32,67 долларов и Dubai – 30,02 доллара за баррель.
Рост цен на нефтепродукты превысил рост цен на сырую нефть, способствуя, тем самым, увеличению прибылей от нефтепереработки во всех основных центрах переработки нефти. Спрос на нефть в 2003 г. остался без изменений – на уровне 78,01 мб/д. Низкий уровень спроса в Европе в январе был возмещен сильным ростом спроса в Азии и Северной Америке, частично ускоряемым переходом к нефти с других видов топлива в Японии и США. По прогнозам, увеличение спроса в Китае должно замедлиться после сильного прироста в январе, в особенности в том случае, если цены на нефть сохранятся на высоком уровне.
Такие факторы, как высокие цены на нефть, запасы нефти и нефтепродуктов и наличие свободных мощностей, требуют принятия срочных решений. На ключевых нефтяных рынках промышленные запасы нефти находились в напряженном состоянии – вокруг минимального операционного уровня. Количество свободных мощностей было невелико в связи с потерями мощностей в Венесуэле и возмещающего роста поставок из стран ОПЕК. Текущие цены на нефть находились на высоком уровне, поддерживаемые низким уровнем запасов, высоким спросом, связанным с погодными условиями, и беспокойством по поводу восстановления экономики в Ираке. В дальнейшем наличие риска перерывов в поставках нефти будет держать свободные мощности в операционной системе на пределе возможностей.
В феврале производство сырой нефти увеличилось почти на 2,0 мб/д, из которых на долю стран ОПЕК пришлось 1,5 мб/д. Производители увеличили добычу нефти в целях осуществления поставок на третьи рынки в связи с сокращением потоков нефти из Венесуэлы.
Производители убеждены в том, что устойчивый рост поставок сырой нефти окажет влияние на формирование цены на нее. Тем не менее, несмотря на усилия производителей, их действия имели до сих пор весьма ограниченный успех.
Чистый эффект от резкого увеличения поставок в феврале 2003 г. заключается в значительном сокращении количества свободных производственных мощностей. Предполагается, что при текущих ценах на нефть страны – не члены ОПЕК максимизируют свое производство, при этом количество свободных мощностей в Венесуэле уменьшится в связи с ее стремлением достигнуть уровня добычи, существовавшего до декабря 2002 г. Принимая во внимание данное обстоятельство, количество свободных мощностей (без учета мощностей Ирака и Венесуэлы) в этом обзоре оценивается для марта на уровне 0,9 мб/д. Данная оценка предполагала, что Ирак не уйдет с рынка.
Несмотря на то, что данные о производстве и наличии свободных мощностей очень важны, тем не менее, они недостаточны для окончательных выводов о сбалансированности рынка. Принятие решения о том, находятся ли существующие свободные мощности в достаточном количестве для предотвращения дефицита поставок, не является простым делом. Некоторые производители имеют предварительно созданные запасные мощности в глубоководной зоне вблизи от потребительских рынков, другие обеспечили запасы мощностей на земле, способные обеспечить увеличение добычи. В случае своей доступности, эти дополнительные мощности могут смягчить потенциальную опасность перерыва в поставках. Недавние меры, принятые для удержания равновесия на рыке, могут увеличить способность НПЗ эффективно регулировать размеры минимального уровня операционных запасов. Венесуэла может увеличить поставки значительно быстрее по сравнению с прогнозируемыми ранее темпами.
Политические беспорядки в Нигерии оказали большой эффект. Это обстоятельство влечет за собой сокращение спроса на 1,6 мб/д при сравнении по кварталам и соответствующее падение значение показателя “опцион на покупку нефти ОПЕК”. Данное уменьшение спроса содержит в себе потенциал, способный возместить прекращение текущего экспорта нефти из Ирака по программе “Нефть в обмен на продовольствие”. Но даже идеально сбалансированный рынок может быть дестабилизирован существующей озабоченностью относительно возможного перерыва в поставках и страхом перед дефицитом топлива.
Рынок входит в период, характеризуемый усиливающейся неуверенностью, низким уровнем запасов нефти, а также ограниченным количеством свободных мощностей и морских транспортных перевозок. Это обстоятельство ограничивает гибкость системы и ее способность быстро реагировать на неизвестные и изменяющиеся условия. В то же время, не следует забывать, что производители готовы увеличить добычу, и запасы IEA, в случае необходимости принятия мер для сбалансирования рынка, остаются доступными.
1.3. Рынок российской нефти
Urals является основной маркой нефти, экспортируемой из России в страны ближнего и дальнего зарубежья. Состав Urals представляет собой смесь различных по качеству (плотности и уровню содержания серы) сортов нефти, добываемых на территории России.
Львиная доля добычи нефти приходится на вертикально интегрированные компании. Они же являются основными экспортерами нефти.
Большая часть экспорта осуществляется через морские порты и по трубопроводам (в основном АК “Транснефть”), незначительная часть идет наливом в железнодорожных цистернах.
В 4 квартале 2002 г. производство нефти в России оставалось без изменений, в январе оно увеличилось на 50 кб/д по сравнению с декабрем. Основные производители нефти в стране – компании “Юкос”, “Лукойл”, ТНК и “Союзнефтегаз” – увеличили производство при сокращении добычи у менее крупных производителей. В феврале производство нефти стабилизировалось, экспорт сохранялся на высоком уровне, несмотря на отсрочки в поставках, связанные с погодными условиями на Балтийском и Черном морях.
Прогноз добычи для 2003 г. остается на 500 кб/д выше по сравнению с 2002 г., несмотря на то, что принципиально важный вопрос относительно прекращения экспорта нефти по трубопроводу к латвийскому порту Вентспилс все еще остается не решенным. После консультаций с российской стороной, которые должны состояться в конце марта, ЕС намерен увеличить использование латвийского порта. Возобновление поставок по трубопроводу к Вентспилсу остается ключевым решением для обеспечения надежности поставок из России в 2003 г., но при этом существуют определенные признаки значительного увеличения поставок нефти по другим маршрутам.
Например, в 2003 г. российский порт на Белом море в состоянии принять по железной дороге для дальнейшей транспортировки на 30 кб/д нефти больше по сравнению с прошлым годом, пропускная способность порта Феодосия на Украине по планам должна увеличиться на 10 кб/д. Российский экспорт через территорию Украины должен увеличиться в текущем году в сумме на 60 кб/д. Существуют признаки определенной реструктуризации нефтяного сектора России, BP объявила о своем решении инвестировать 6,75 млрд. долларов в развитие Тюменской нефтегазовой компании (TНК) и “Сиданко”, при этом доля BP в капитале этих компаний должна составить 50%. Данное решение фактически создает в России третьего крупнейшего производителя нефти, который имеет запасы на уровне 5-8 млрд. баррелей и добычу на уровне 1,2 мб/д.
В январе добыча сырой нефти в Казахстане осталась без изменений по сравнению с декабрем. Тем не менее, в феврале суммарная добыча нефти, по оценкам, увеличилась примерно на 20 кб/д при росте добычи на обоих месторождениях – Тенгиз (нефть) и Карачаганак (конденсат). Резко увеличившись в течение большей части 2002 г., в конце года, по всей вероятности, темпы прироста добычи несколько уменьшились. В феврале Министерство энергетики России объявило о том, что рост добычи нефти в 2003 г. должен составить 200 кб/д.
Раздел 2. Методология ценообразования на рынке нефти
2.1. Эволюция механизма ценообразования на нефтяном рынке
В силу того, что мировой нефтяной рынок претерпевал постоянные изменения в сторону расширения многообразия своей внутренней структуры, со временем трансформировались и механизм ценообразования на этом рынке, и формула определения основных (базисных, маркерных) цен. Эти изменения дают основание предложить следующую периодизацию развития мирового рынка нефти, начиная с зарождения международной торговли нефтью в начале века и выхода нефтяных монополий на международную арену. Исходя из доминирующего на мировом рынке механизма ценообразования, можно выделить четыре этапа его развития: до 1947 г.; с 1947 по 1971 г.; с 1971 по 1986 г.; с 1986 г. по настоящее время.
Рис. 1. Динамика номинальной цены смеси WTI, долл./баррель.
Периоды эволюции механизма ценообразования отличаются четко выраженными чертами (см. табл. 1). Первые три этапа характеризуются картельным принципом ценообразования, однако, на разных этапах это были разные картели с разным составом участников. На первых двух этапах “ценообразующий” картель состоял из семи вертикально интегрированных крупнейших международных нефтяных компаний (Exxon, Mobil, Galf, Texaco, Standard Oil of California – все американские, British Petroleum – английская, Royal-Dutch/Shell – англо-голландская; ряд исследователей полагает, что Международный нефтяной картель состоял из восьми компаний, включая также французскую Compani Franzes du Petrol). На третьем этапе доминирующая роль в ценообразовании перешла к картелю, состоявшему из 13 государств ОПЕК (Саудовская Аравия, Кувейт, Иран, Ирак, Объединенные Арабские Эмираты, Катар – Ближний и Средний Восток; Алжир, Ливия, Нигерия, Габон – Африка; Венесуэла, Эквадор – Южная Америка; Индонезия – Юго-Восточная Азия).
Только с 1986 г. картельный принцип ценообразования – назначение цен ограниченной группой игроков по своему усмотрению – уступил место бирже, где цены устанавливаются в результате конкурентной борьбы двух противоборствующих групп огромного числа игроков по жестко регламентированной и прозрачной процедуре. И они отражают в каждый момент времени текущий баланс спроса и предложения с поправкой на систему сиюминутных конъюнктурных факторов экономического и политического характера, учитывающих многочисленные риски изменения ситуации на рынке нефти. Лишь с 1986 г., с нашей точки зрения, начал реально действовать конкурентный принцип ценообразования за счет появления инструментов биржевой торговли и, вследствие этого, увеличения числа субъектов предпринимательской деятельности на рынке сверх критических параметров, то есть многократно превысив количество игроков, хотя бы теоретически подлежащих (возможных для) картелизации.
До 1971 г. на рынке повсеместно доминировали компании Международного нефтяного картеля, в период 70-80-х годов в добывающей части нефтяного бизнеса (так называемый апстрим – от английского Upstream) доминировали страны ОПЕК в лице своих государственных нефтяных компаний, а в транспортировке, переработке и сбыте (так называемый даунстрим – от английского Downstream) – продолжали доминировать международные и независимые частные нефтяные компании, а также государственные нефтяные компании стран-импортеров. Соответственно изменилось число участников процесса ценообразования. Сначала это были 7 (или 8 -см. выше) компаний картеля, затем 13 стран ОПЕК, сегодня – это множество участников процесса ценообразования на бирже.
Табл. 1.Эволюция механизма ценообразования на мировом рынке нефти
Периоды
До 1947 г.
1947-1971 гг.
1971-1986 гг.
1986 г. – по наст. время
Принцип ценообразования
Картельный
Картельный
Картельный
Конкурентный
Кто устанавливает цену
МНК
МНК
ОПЕК
Биржа
Число участников ценообразования
7
7
13
Множество
Характер преимущественной конкуренции
Горизонтальная
Горизонтальная
Вертикальная
Вертикальная + горизонт.
Динамика спроса
Устойчивый рост
Устойчивый рост
Рост/снижение
Замедленный рост
Динамика издержек (основной фактор динамики)
Снижение (природный)
Снижение (природный)
Рост (природный)/ снижение (НТП)
Снижение (НТП)
Маркерные сорта
Западная техасская
Западная техасская, Легкая аравийская
Легкая аравийская, Западная техасская
Западная техасская, Брент, Дубай
Динамика и уровни цен (долл./барр., в текущих ценах)
Без особых изменений, около 2
Без особых изменений, около 2
Рост с 2 до 40 (к 1981), снижение до 30(к 1985), падение до 10 (1986)
Колебание в пределах 15-20 (до 1997), снижение до 10(до 1999), рост до 25 (1999)
Система расчета цен CIF в точке доставки
FOB Мексиканский залив + фрахт
FOB Мексиканский залив + 2 фрахта
FOB Персидский залив + фрахт
Биржевые котировки
Доминирующие виды внешнеторговых сделок
Регулярные (Объем + Цены)
Регулярные (Объем + Цены)
Регулярные (Объем) + разовые (Цены)
Разовые (Объем) + регулярные (Объем) + биржевые (Цены)
Доминирующие цены
Трансфертные, справочные, рыночные
Трансфертные, справочные, рыночные
Рыночные, справочные, трансфертные
Рыночные, трансфертные
2.1.1. Первый и второй период развития нефтяного рынка
До начала 1970-х гг. рынок был фактически монополизирован крупными вертикально интегрированными компаниями Международного нефтяного картеля (МНК). Восемь транснациональных компаний (“семь сестер”, составлявших ранее Standard Oil, — BP, Chevron, Exxon, Gulf, Mobil, Shell, Texaco, а также французская CFP) контролировали около 85—90% рынка на всех этапах производственного процесса. Цены на нефть также устанавливались преимущественно этими компаниями, поскольку на долю свободного рынка независимых производителей приходилось всего около 5%. На этом этапе крупные компании активно использовали трансфертное ценообразование для минимизации налоговых отчислений аналогично тому, как это происходит сейчас в России. Кроме того, устанавливались справочные цены для определения налоговых отчислений в странах, где компании действовали в рамках концессий.
До 1947 г. цена нефти сиф (CIF — cost, insurance, freight) в любом месте земного шара определялась на основе цены фоб (FOB — free on board) в Мексиканском заливе плюс стоимость доставки, которая включала фрахт танкера, залив-слив нефти, страховку, таможенную очистку и т.д. При этом не имело никакого значения, где фактически добывалась нефть.
В 1947 г. система расчета цен изменилась. Это было вызвано увеличением роли стран Персидского залива в мировой нефтедобыче, а также необходимостью восстановления экономики стран Западной Европы после второй мировой войны (“план Маршалла”). Согласно новым правилам цена на нефть рассчитывалась, как если бы она доставлялась уже из двух точек — Мексиканского или Персидского заливов. При этом цена фоб по-прежнему определялась в Мексиканском заливе, различались лишь затраты на поставку. Ясно, что новая система привела к появлению мест, где обе цены совпадали. Первоначально такая точка находилась в Средиземном море, затем, по мере снижения цен фоб в Персидском заливе, она сместилась на Восточное побережье США, а в 1949 г. единой базой для расчета цен на нефть стал Нью-Йорк.
Первый и второй этапы развития нефтяного рынка были самыми стабильными, с 1947 г. по 1971 г. номинальная цена WTI выросла с 1,87 долл. до 3,56 за баррель (см. рисунок 1), а реальная (дефлированная по американскому ИПЦ) колебалась около 10 долл. за баррель в ценах 1999 г. Во многом именно эта стабильность способствовала экономическому росту в США и Западной Европе, который, в свою очередь, сопровождался ежегодным 7%-ным ростом спроса на нефть.
2.1.2. Третий период развития нефтяного рынка
В сентябре 1960 г. была создана международная Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК). Быстрое укрепление лидирующей роли ОПЕК в мировом экспорте нефти создало предпосылки для пересмотра действовавших концессионных соглашений арабских стран с нефтяными компаниями относительно справочных цен и распределения прибыли. Кроме того, важным фактором стал отказ от фиксированного курса доллара США и последующее ослабление американской валюты. Длительные переговоры ничего не дали, и в октябре 1971 г. ОПЕК начал процесс национализации активов МНК, который фактически завершился к концу 1973 г. С переходом к странам ОПЕК контроля над ресурсами и добычей у них появилась возможность определять цены на нефть. Компании МНК потеряли возможность влиять на конъюнктуру рынка со стороны предложения, однако сохранили контроль над транспортировкой, переработкой и сбытом.
Действия ОПЕК зачастую приводили к существенному дисбалансу спроса. Так, нефтяное эмбарго в 1973 г. и иранская революция 1979 г. привели к дефициту нефти, а увеличение добычи нефти Саудовской Аравией в 1986 г. — к избыточному предложению. Соответственно резко возросла волатильность цен на нефть: они вырастали с 4 до 10 долл. за баррель в 1973 г., с 16 до 40 долл. в 1979—1980 гг. и падали с 30 до 13 долл. в 1985—1986 гг. Шокирующие скачки цен привели к сокращению ежегодных темпов роста спроса с 7% (до 1973 г.) до примерно 1% (после 1973 г.). Существенно изменилась сама структура торговли нефтью — продолжилось сокращение операций на основе долгосрочных контрактов по отпускным ценам, цены начали устанавливаться на базе краткосрочных и спот-контрактов. При этом их доля в общем объеме торгов выросла с 5—8% в начале 70-х годов до 40—50% в середине 80-х.
2.1.3. Четвертый период развития нефтяного рынка
Четвертый этап принципиально отличается от первых трех тем, что монопольное ценообразование уступило место рыночному. На этом этапе ОПЕК больше не устанавливает цены непосредственно, как это было в 70-х годах, однако по-прежнему является важнейшим игроком на мировом рынке нефти. Позиции картеля обеспечены качественными и количественными показателями его ресурсной базы. Так, на долю ОПЕК приходится около 78% мировых запасов и 42% добычи сырой нефти. Кроме того, себестоимость добычи одного барреля нефти в странах Персидского залива составляет всего 0,5—2 долл. (на Северном море — около 10—12 долл.; в России до девальвации рубля — 7—8 долл., после — 3—5 долл.).
Во многом изменение принципов ценообразования обусловлено появлением и развитием биржевой торговли. Так, на Нью-Йоркской товарной бирже (NYMEX) в 1986 г., незадолго до начала “ценовой войны”, началась торговля фьючерсами на сырую нефть. Двумя годами позже контракты на сырую нефть были введены на Лондонской международной нефтяной бирже (LIPE), а затем и на Сингапурской товарной бирже (SIMEX). Благодаря переходу к конкурентному ценообразованию цены на нефть до 2000 г. хотя и оставались чрезвычайно волатильными на краткосрочных интервалах, в среднем колебались в диапазоне 15—20 долл. за баррель.
2.2. Биржевое ценообразование
Крупнейшими нефтяными биржами являются NYMEX и LIPE, на которых котируются маркерные сорта Light Sweet и Brent. Обе смеси относятся к легким низкосернистым сортам. Brent имеет плотность около 38° API и содержание серы 0,2-1%, плотность WTI (подходит под параметры качества Light Sweet и является основным сортом) составляет 40° API, содержание серы – 0,4-0,5%. Для сравнения: российская экспортная смесь Urals имеет плотность около 32 °API и содержание серы 2,5%.
На обеих биржах торги осуществляются “голосовым” способом (open outcry), однако в последние годы на них активно используются электронные системы. При этом в Лондоне основные торги проходят с 10:02 до 20:13, а в Нью-Йорке – с 9:45 до 15:10 по местному времени. Это означает, что в течение почти пяти с половиной часов торговля на обеих биржах, а также закрытие происходят одновременно.
Стандартный лот в обоих случаях составляет 1000 баррелей, минимальный шаг изменения цены – 1 цент, а сами цены выставляются в долларах и центах за баррель. На NYMEX контракты торгуются с ежемесячным интервалом на 30 месяцев вперед, но есть также фьючерсы с исполнением через 36, 48, 60, 72 и 84 месяца. На LIPE представлены контракты на 12 последовательных месяцев, затем с интервалом в три месяца с максимальным сроком исполнения через 24 месяца и шестимесячным интервалом на срок до трех лет. Учитывая низкую ликвидность фьючерсов с исполнением позже, чем через три месяца, это различие между биржами несущественно.
Котировки ближайших фьючерсов на Brent и Light Sweet в целом довольно хорошо коррелируют (см. рис. 2), однако спред между ними все время меняется из-за локальных различий американского и европейского рынков.
Рис. 2. Котировки ближайших фьючерсов
В момент прекращения торговли фьючерсами на LIPE часто возникает интересный эффект, проявляющийся в разнонаправленном скачке цен. Дело в том, что торговля фьючерсами с исполнением в ближайший месяц в Лондоне заканчивается в последний банковский день за 15 дней до первого числа этого месяца, а в Нью-Йорке – как минимум за три дня до 25 календарного торгового дня предшествующего месяца. На практике это означает, что переход к следующему контракту на LIPE происходит на 5-7 дней раньше, чем на NYMEX. Фьючерсы же обладают определенной временной структурой, типичной для складируемых товаров. Так, ближайшие фьючерсы гораздо более волатильны дальних, относительно которых есть устойчивые долгосрочные ожидания. Для смеси Brent цена на нефть последние 15 лет колебалась в среднем около 17,5 долл. за баррель. Когда она опускалась ниже этого уровня, как с начала 1998 года по середину марта 1999-го, имело место контанго (contango), т.е. рост цен с отдалением срока исполнения (см. рис. 3). В последнее время в связи с тем, что ОПЕК установил нижнюю границу для своей нефтяной корзины в 22 долл. за баррель, соответственно выросла долгосрочная ожидаемая цена. Однако с июля 1999 года по настоящее время, поскольку текущие цены выше этого уровня, наблюдается бэквардация (backwardation). В результате сегодня при переходе на новый контракт цены, как правило, падают, даже если рынок в целом растет, т.е. котировки Brent и WTI могут двигаться в различных направлениях.
Рис. 3. Сравнение динамики короткого и длинного фьючерсов на Brent
Торговля фьючерсами предусматривает возможность физической поставки нефти, что связывает ее с реальным рынком через механизм арбитража. На NYMEX осуществляется поставка шести низкосернистых (0,42%) американских сортов с плотностью в интервале 37°-42° API: West Texas Intermediate, Low Sweet Mix, New Mexican Sweet, North Texas Sweet, Oklahoma Sweet, South Texas Sweet. Кроме того, возможны импортные поставки с плотностью в интервале 34°-42° API: английских Brent и Forties, нигерийских Bonny Light и Qua Iboe, норвежской Oseberg, колумбийской Cusiana. Из-за различий в качестве цены поставок иностранных сортов определяются на основе Light Sweet со скидками и премиями, а также учетом фрахта и прочих издержек на транспортировку. Так, Brent, Forties Oseberg торгуются с дисконтом 30 центов, Bonny Light и Cusiana – с премией в 15 центов, а Qua Iboe – в 5 центов. Следует отметить, что физическая поставка нефти по биржевым контрактам происходит редко и составляет лишь около 1% от всего объема торгов. Это связано в том числе и с тем, что нефти соответствующих сортов реально добывается на два порядка меньше виртуального объема торгов. Так, на LIPE за один день заключается в среднем около 68,6 тыс. фьючерсных контрактов по смеси Brent, что эквивалентно мировой суточной добычи сырой нефти, а на NYMEX – 152 тыс. фьючерсных контрактов по смеси Light Sweet (222% всей добычи). При этом добыча нефти соответствующих марок составляет всего около 700-800 тыс. барр./сут. (см. таблицу 2).
Таблица 2. Показатели биржевой активности за 2000 г.
Важным существенным различием в механизмах ценообразования на рассматриваемых биржах является более строгий контроль за ценами и размером открытых позиций на NYMEX. Например, на американской бирже участник может иметь не более 20000 открытых позиций, причем из них не более 1000 по ближайшим фьючерсам в последние три дня торгов и 10000 по какому-либо одному контракту. Кроме того, ограничивается диапазон возможных колебаний цен на нефть. Так, по всем контрактам, кроме двух ближайших, этот диапазон составляет 3 долл. за баррель или 6 долл., если в предыдущий торговый день колебания достигли верхней границы. В случае изменения цены какого-либо из ближайших двух контрактов на 7,5 долл. торги приостанавливаются на час, а потом устанавливается потолок изменения цены в 7,5 долл. для всех контрактов в направлении движения рынка. В Лондоне никаких подобных ограничений не предусмотрено.
К достоинствам биржевого ценообразования можно отнести относительную прозрачность рынка и высокую ликвидность. Кроме того, он является достаточно конкурентным, поскольку в принципе открыт для широкого круга потенциальных участников. По данным американской Комиссии по фьючерсной торговле (CFTC), на долю 8 крупнейших игроков на NYMEX приходится в среднем около 40%.
2.3. Внебиржевой рынок
На крупнейших биржах торгуются всего два сорта нефти, тогда как на самом деле добывается несколько десятков. На внебиржевом рынке главным эталонным сортом по-прежнему является Brent. Котировки на остальные сорта устанавливаются на основе дифференциалов (скидок или премий) к Brent или какому-нибудь другому маркерному сорту (как правило, WTI или Dubai). Стоимость дифференциалов зависит как от различия в качестве (плотность, содержание серы), так и от текущего баланса спроса и предложения. Рынок условно разделен на сегменты по качеству, причем сорта-заменители типа Urals и Kirkuk вынуждены постоянно конкурировать, в первую очередь между собой.
На внебиржевом рынке помимо спот-сделок активно торгуются срочные контракты: форварды, свопы, опционы. Поскольку на внебиржевом рынке имеется риск неисполнения контрактов, большую роль на нем играют крупные финансовые институты с надежной репутацией. Так, лидерами по объему торгов свопами и опционами на нефть и нефтепродукты традиционно являются Morgan Stanley и Goldman Sachs.
В связи с тем, что Brent добывается на море, для нее фактически отсутствуют спот-цены. Вместо них обычно используют котировки Brent dated, публикуемые в различных специализированных агентствах вроде Platt’s и Petroleum Argus. По методологии Platt’s цена Brent dated оценивается по реальным сделкам и двусторонним котировкам на форвардную поставку товара не ранее, чем через семь дней, но не позже, чем через 17. Отгрузка товара осуществляется в порту Саллом Воу (Sullom Voe), а сам товар представляет собой смесь Brent с плотностью около 38° API и содержанием серы 0,4%. Среднесуточный объем Brent, поставляемый в Саллом Воу, составляет около 575 тыс. баррелей. В том случае, когда конкретные даты поставки еще не определены, Brent торгуется как обычный форвардный контракт на один (т.н. 15-суточный Brent), два, три и более месяцев. Ежедневные котировки Brent dated, 15-суточного Brent и котировки ближайших фьючерсов на LIPE, естественно, сильно коррелируют, поскольку связаны механизмом арбитража.
2.4. Факторы, определяющие цену на нефть
Цены на нефть (биржевые и внебиржевые) определяются двумя ключевыми факторами – текущим и ожидаемым соотношеним спроса и предложения и динамикой издержек. Поскольку точных данных о текущем мировом балансе спроса и предложения нефти не существует, нефтяные трейдеры в основном ориентируются на информацию об изменении складских запасов нефти – стратегических и промышленных. Соответствующие оценки появляются в еженедельных и ежемесячных бюллетенях некоторых агентств. Наиболее известными являются обзоры Американского института нефти (API), информационного агентства Департамента энергетики США (EIA) и Международного энергетического агентства (IEA). Рост запасов является косвенным свидетельством в пользу того, что предложение нефти превышает спрос и, как правило, сопровождается падением цен.
Дисбаланс на нефтяном рынке возникает в основном из-за шоков предложения, в первую очередь со стороны ОПЕК, тогда как средний спрос на нефть гораздо более инерционен. В частности, как показывают многочисленные исследования, потребление нефти крайне неэластично по отношению к цене на временных интервалах менее одного года. Тем не менее шоки, влияющие на потребление товаров, также могут вызывать существенные колебания цен. Ярким примером может служить финансовый и экономический кризис в странах Юго-Восточной Азии. Потребление нефтепродуктов в этом регионе в последние годы росло на 5,5% в год, и именно на темпы роста спроса ориентировались трейдеры, удерживая цены на нефть на уровне 16–20 долл. в период 1991-1997 гг. Существенное перепроизводство нефти, в основном со стороны ОПЕК, создало предпосылки, а финансовый кризис в Юго-Восточной Азии в 1997 году послужил катализатором, приведшим к обвалу цен на нефть в 1998 году.
Сильные краткосрочные (дневные, недельные и среднемесячные) колебания приводят к тому, что при рассмотрении более длинных интервалов – квартальных и годовых – связь между ценой на нефть и балансом спроса и предложения размывается (см. рис. 4).
Рис. 4. Связь баланса спроса и предложения с ценой на нефть
На месячных и квартальных временных интервалах цены на нефть имеют ярко выраженную сезонную компоненту, что связано с колебаниями спроса. Крупнейшие потребители нефти из числа стран ОЭСР (США и Западная Европа) расположены в северном полушарии и для отопления помещений активно используют топочный мазут. В летние месяцы, наоборот, растет потребление бензина. Разница между максимальным (декабрь, февраль) и минимальным (май) потреблением нефтепродуктов странами ОЭСР составляет около 4 млн барр./сут.
В долгосрочной перспективе цены на сырую нефть помимо баланса спроса и предложения определяются динамикой среднемировой себестоимости добычи. На себестоимость, с одной стороны, влияют темпы инфляции и истощение ресурсной базы (приводит к росту издержек), а с другой – различные технологические усовершенствования (уменьшают издержки). В результате одновременного действия многих факторов уровень цен на нефть зависит от своей траектории, а “правильный” уровень цен на нефть определен только в среднесрочной перспективе и может меняться как под действием шоков, так и долгосрочных тенденций.
2.5. Проблемы ценообразования на нефтяном рынке
Одной из основных проблем ценообразования нефтяного рынка является его непрозрачность. Это касается в первую очередь как оценки фундаментальных факторов – баланса спроса и предложения, так и внебиржевых цен. Даже в случае бирж, хотя данные о ценах и объеме торгов общедоступны, состав участников и их позиции являются закрытой информацией. Кроме того, слишком большая зависимость мировых цен от котировок двух маркерных сортов в последнее время вызывает все большую озабоченность. Непрозрачность и неэффективность рынка является одной из самых главных причин его высокой волатильности.
Низкая точность данных и оценок баланса спроса и предложения
Из-за нехватки данных промышленные запасы реально оцениваются только для стран ОЭСР, на долю которых приходится свыше половины мирового потребления нефти. Ясно, что получаемые оценки обладают низкой степенью точности.
Таблица 3. Сравнение различных оценок баланса спроса и предложения
Непосредственное сравнение наблюдаемых данных с оценками, полученными на основе баланса спроса и предложения, показывает, что во втором случае имеет место завышение реальных значений. Так, по данным EIA, в 2000 г. запасы стран ОЭСР изменились с 3535 млн барр. в январе до 3588 млн в сентябре (прирост в 194 тыс. барр./сут.), тогда как из баланса спроса и предложения следует, что они должны были расти на 400 тыс. барр./сут. По-видимому, такое расхождение неизбежно из-за невозможности точно учесть каждый баррель спроса и предложения (т.н. missing barrels problem). Неудивительно поэтому, что оценки различных агентств также существенно отличаются друг от друга.
Биржевой рынок: хеджирование или спекуляции?
Одной из основных целей развития биржевого рынка деривативов декларируется создание эффективных инструментов хеджирования. Есть, однако, целый ряд объективных причин, препятствующих осуществлению этой благородной затеи. Во-первых, среди биржевых игроков доминируют производители нефти. Так, почти половина всего спроса на нефть приходится на транспорт. Трудно представить себе владельцев АЗС или автомобилистов, активно хеджирующих риски изменения цены бензина. Кроме того, торговля фьючерсами является делом рискованным и дорогим, требующим высокой квалификации, поэтому реально позволить себе такое удовольствие могут только достаточно крупные структуры. Наконец, значительная доля НПЗ и сбытовых структур контролируется крупными вертикально интегрированными компаниями, в принципе заинтересованными в росте цен на нефть. Для независимых НПЗ важное значение имеет не цена на нефть, а маржа переработки, при этом последняя в среднем не очень сильно зависит от конкретного уровня цен. Таким образом, по данным CFTC, на долю крупных производителей приходится более трех четвертей всех операций с фьючерсами на сырую нефть на NYMEX.
Во-вторых, вследствие особенностей менталитета менеджеров под риском они, как правило, понимают не любое изменение цены (волатильность), а лишь приводящее к убыткам. Для хеджирования асимметричных исходов фьючерсы менее удобны, чем опционы, но последние гораздо менее ликвидны и, возможно, слишком дороги.
Наконец, многие независимые исследования показывают, что производители хеджируют крайне незначительную часть своих рисков, связанных с колебаниями цен на нефть. Гораздо большее внимание они уделяют спекуляциям на рынке – игре с целью получения прибыли. Косвенных подтверждений спекулятивного характера биржевой торговли более чем достаточно. Это и более высокая волатильность ближних фьючерсов по сравнению с дальними, и то, что на два ближайших контракта приходится около 75% объемов торгов, и низкая ликвидность опционов, и рост объемов торгов с волатильностью и т.д.
Интересно, что в некотором смысле нефтяные компании действительно заинтересованы в высокой волатильности цен, поскольку она увеличивает фундаментальную стоимость и рыночную капитализацию компании. Дело в том, что стоимость нефтяных месторождений представляет собой, по сути, сложный опцион (т.н. реальный опцион), связанный со стратегией инвестирования (выбор объемов и момента вложений, переход от разведки к разработке и эксплуатации, консервация-расконсервация скважин и т.п.). А стоимость любого опциона, как известно, увеличивается с ростом волатильности базового актива.
Привязка большинства сортов добываемой нефти к смеси Brent
В разделе, посвященном биржевой торговле, говорилось о том, что именно биржи являются основным центром ценообразования на нефтяном рынке. Механизм арбитража устанавливает обратную связь – внебиржевые котировки влияют на биржевые. Более того, ценой исполнения в день окончания торгов по ближайшему контракту Brent на LIPE является цена так называемого Brent Index, который рассчитывается как взвешенное среднее по форвардным внебиржевым сделкам на два ближайших месяца (15-суточному Brent, см. Внебиржевой рынок) на день, предшествующий последнему торговому дню ближайшего фьючерса. Между тем добыча нефти на Северном море уже прошла свой пик, и доля Brent в общем объеме предложения сырой нефти неуклонно снижается. Соответственно сужается реальный рынок.
Ориентация мирового ценообразования на Brent приводит к тому, что рынок становится чрезмерно волатильным, подверженным различного рода манипуляциям. Широкую известность получил конфликт между американским НПЗ Tosco и дочерней компанией Mitsui – Arcadia Petroleum. В сентябре 2000 года Tosco подала в суд на Arcadia, обвинив ее и трейдера Glencore в сговоре и монополизации рынка, в результате которых цены на нефть подскочили более, чем на 3 долл. за баррель, а сама компания понесла значительные убытки. Ситуация развивалась следующим образом. Из-за технической приостановки добычи на некоторых месторождениях Северного Моря в сентябре ожидалось сокращение отгрузки с обычных 35-36 танкеров (по 500 тыс. барр.) до 22-24. Пользуясь ожидавшимся сжатием рынка, Glencore и Arcadia в августе начали агрессивно скупать 15-суточный Brent, заключив контракты на 18 судов. Это привело к тому, что до окончания торгов по сентябрьским фьючерсам в Лондоне (15-16 августа) их цена превысила стоимость аналогичного контракта в Нью-Йорке (см. рис. 5).
Рис. 5. Динамика различных контрактов
Затем, как и положено при бэквардации, ближайший Brent на LIPE подешевел, тогда как 15-суточный продолжал расти. В день, когда он стал датированным (24-25 августа), скачок цены составил 2,71 долл. за баррель. В результате спекулятивной игры на повышение котировки Brent достигли максимума за последние 10 лет. В итоге конфликт между компаниями удалось уладить вне стен суда, однако проблема возможности манипулирования рынком осталась открытой.
Раздел 3. Стратегии и методы ценообразования на нефтяном рынке на примере ОАО НК «ЮКОС»
Цену можно определить различными способами, каждый из которых по-разному влияет на уровень цены. Поэтому фирма стремится выбрать такой метод, который позволяет более правильно определить цену на конкретный товар или услугу.
В теории ценообразования выделяют следующие методы:
Затратные методы
· Метод «издержки + прибыль»
· Метод «целевой прибыли»
Рыночные методы
1. Ценообразование, ориентированное на спрос:
· Метод «воспринимаемой ценности товара»
· Метод определения цены на основе спроса
2. Ценообразование, ориентированное на конкуренцию:
· Метод среднерыночных цен
· Метод «гонки за лидером»
3. Тендерный метод
Эконометрические методы
· Метод удельных показателей
· Метод регрессионного анализа
· Балловый метод
Нефтяная компания ЮКОС была образована в соответствии с постановлением правительства Российской Федерации от 15 апреля 1993 года N354.
Первоначально в нее вошли: одно нефтедобывающее предприятие – “Юганскнефтегаз”, три нефтеперерабатывающих завода – Куйбышевский, Новокуйбышевский и Сызранский, а также восемь предприятий нефтепродуктообеспечения, расположенных в Самарской, Пензенской, Воронежской, Орловской, Брянской, Тамбовской, Липецкой и Ульяновской областях. Два года спустя в соответствии с постановлением правительства от 1 сентября 1995 года N 864 в состав НК ЮКОС были включены нефтедобывающее предприятие ОАО “Самаранефтегаз”, новые предприятия по сбыту нефтепродуктов, ряд научно-исследовательских и производственных организаций.
ЮКОС – вторая по объему производства и запасам вертикально интегрированная нефтяная компания России. Ядро компании составляют нефтедобывающие объединения Юганскнефтегаз и Самаранефтегаз и три нефтеперерабатывающих завода – в Самаре, Сызрани и Новокуйбышевске. Основным перспективным ресурсом ЮКОСа является сверхкрупное и потенциально сверхэффективное Приобское нефтяное месторождение.
В результате залогового аукциона и последовавшего за ним инвестиционного конкурса компании, представляющие Менатеп, приобрели более 80% акций ЮКОСа. Покупка ЮКОСа имела характер “дружественного захвата”. Во-первых, плотные контакты нефтяной компании и банка начались, как минимум, в начале 1994 г., т. е. два года они “притирались” друг к другу. Во-вторых, новые хозяева сохранили за старым руководством значительное реальное влияние и высокие посты, которые и к настоящему времени не стали чисто номинальными. Однако главную роль в управлении ЮКОСом сразу после его покупки стали играть Ходорковский и члены его команды, для которых с 1997 г. нефтяная компания стала основным местом работы.
Практически сразу же после перехода под контроль Менатепа ЮКОС начал экспансию в смежные отрасли. Наиболее серьезными приобретениями стали, по-видимому, контрольные пакеты акций Омского и Московского шинных заводов. Кроме того, весной 1997 г. ЮКОС стал совладельцем крупной транспортной компании – АО “Волготанкер”, а с середины 1998 г. принимает активное участие по управлению компанией.
В 2000 году было объявлено, что ЮКОС и его акционеры сконцентрировали более чем 90% акций нефтедобывающих предприятий ЮКОСа и ВНК – Юганскнефтегаз, Самаранефтегаз, Томскнефть, и что начинается обмен акций нефтеперерабатывающих заводов – Куйбышевского, Новокуйбышевского, Сызранского и Ачинского, в которых на начало года ЮКОСу принадлежит от 38% до 50% акций.
ЮКОС совершил также первую крупную сделку в российской нефтяной промышленности в 2000 г. По данным его руководителей, в январе-феврале он приобрел блокирующий пакет акций Оренбургнефти, сделав тем самым весомую заявку на участие в будущей приватизации ее материнской компании ОНАКО. В это же время продолжилась активность на традиционном для ЮКОСа китайском направлении, где, в частности, удалось наладить взаимопонимание с Транснефтью. Однако следует иметь в виду, что масштаб реальных операций с Китаем весьма мал, а крупные проекты находятся на стадии предварительных переговоров.
Значимым событием 2001 года было подписание контракта на поставку нефтепродуктов в Японию.
В 2002 году компания добыла 70 млн. тонн нефти
В конце мая пересматривается методика расчета индексов Morgan Stanley Capital International (MSCI) , на которые ориентируются глобальные западные фонды. Доля России в All Country World Index Free (ACWIF) снижается с 0,17% до 0,14%. Зато в индексе развивающихся стран MSCI EMF вес нашей страны, напротив, вырастет с 2,54% до 2,99%. Рост обеспечит включение в индекс самой дорогой компании России – “ЮКОСа”.
В 2003 году “ЮКОС” планирует добыть 83 млн. тонн нефти (606 млн. баррелей), что на 18,6% превышает ожидаемый показатель 2002 года (70,0 млн. тонн или 511 млн. баррелей). Об этом говорится в пресс-релизе компании. Добыча природного и попутного нефтяного газа в 2003 году запланирована на уровне 5,6 млрд. кубических метров (198 млрд. кубических футов), что на 135,7% превышает ожидаемые показатели 2002 года.
Объем переработки нефти в 2003 году составит 30,4 млн. тонн (222 млн. баррелей), что соответствует ожидаемому уровню 2002 года. Ожидается, что основная часть добытой в 2003 году нефти будет экспортироваться, что приведет к увеличению зарубежных поставок трубопроводным и прочим транспортом на 40,6% до уровня 52,3 млн. тонн (382 млн. баррелей) по сравнению с 37,2 млн. тонн. (272 млн. баррелей), ожидаемым в 2002 году. Экспорт и продажи нефтепродуктов на внутреннем рынке запланированы на уровне 10,2 млн. тонн и 17,1 млн. тонн соответственно, что несущественно отличается от ожидаемых показателей 2002 года.
Из-за того, что ценообразование на нефтяном рынке происходит биржевым путем, то для увеличения прибыли компании приходится снижать издержки производства и увеличивать добычу и экспорт нефти. Главная задача, которая стоит перед нефтедобывающим комплексом ЮКОСа, – снижение себестоимости добычи нефти. Она успешно решается посредством применения передовых технологий, улучшения качества ремонта скважин, повышения нефтеотдачи пластов, а также внедрения передовых технологий использования попутного газа, в том числе применение газотурбинных установок малой мощности для выработки электроэнергии. Большой вклад в снижение себестоимости должно внести совершенствование всего комплекса отношений между нефтедобывающими предприятиями и сервисными компаниями.
В третьем квартале 2002 года себестоимость добычи нефти и газа без амортизации и налогов составила 1,45 долл. США на баррель нефтяного эквивалента, сократившись на 20,3% по сравнению с третьим кварталом 2001 года. Средний размер общехозяйственных и административных расходов, относящихся к добыче нефти и газа, в третьем квартале 2002 года составил 0,31 долл. США на баррель нефтяного эквивалента, что на 26,2% ниже по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года. За первые девять месяцев 2002 года себестоимость добычи нефти и газа составила 1,40 долл. США на баррель нефтяного эквивалента, сократившись на 21,3% по сравнению с показателем аналогичного периода 2001 года. Средний размер общехозяйственных и административных расходов, относящихся к добыче нефти и газа, за первые 9 месяцев 2002 года составил 0,32 долл. США на баррель нефтяного эквивалента, сократившись на 13,5% по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года.
Экспортные цены на нефть – ключевой фактор, влияющий на объем выручки компании, – возросли в третьем квартале 2002 года как по сравнению со вторым кварталом 2002 года, так и с третьим кварталом 2001 года. Средняя цена реализации нефти на экспорт в дальнее зарубежье в третьем квартале 2002 года составила 187,48 долл. США за тонну (25,65 долл. США за баррель), что на 7,6% выше по сравнению с уровнем 174,16 долл. США за тонну (23,83 долл. США за баррель) в третьем квартале 2001 года. В третьем квартале 2002 года средняя цена реализации нефтепродуктов на экспорт составила 178,01 долл. США за тонну, что на 6,6% выше уровня 166,98 долл. США за тонну в соответствующем периоде 2001 года. В третьем квартале 2002 года средняя цена реализации нефтепродуктов на внутреннем рынке составила 178,40 долл. США за тонну, что на 17,8% выше по сравнению с 151,46 долл. США за тонну в соответствующем периоде 2001 года.
Операционные расходы в третьем квартале 2002 года составили 387 млн. долл. США. За первые девять месяцев 2002 года операционные расходы составили 1,037 млрд. долл. США. Данное увеличение было в основном обусловлено консолидацией компаний John Brown Hydrocarbons Limited и Davy Process Technology Limited, приобретенных в октябре 2001 года, консолидацией прочих недавно приобретенных компаний, а также ростом операционных расходов в результате увеличения объемов добычи и переработки нефти.
Транспортные расходы в третьем квартале 2002 года возросли на 30,0% и составили 412 млн. долл. США. За первые девять месяцев 2002 года расходы на транспортировку составили 1 млрд. долл. США. Рост этой группы расходов явился результатом увеличения объемов транспортировки нефти, роста тарифов на транспортировку нефтепродуктов, увеличения использования железнодорожного транспорта, что привело к увеличению среднего уровня транспортных издержек, поскольку удельная стоимость транспортировки по железной дороге существенно превышает удельную стоимость транспортировки трубопроводным транспортом.
Коммерческие, общехозяйственные и административные расходы выросли в третьем квартале 2002 года на 67,4% до уровня 236 млн. долл. США. За первые девять месяцев 2002 года эти расходы составили 579 млн. долл. США, что на 13,8% превысило уровень соответствующего периода 2001 года, когда этот показатель составил 509 млн. долл. США. Рост коммерческих, общехозяйственных и административных расходов, прежде всего, был связан с увеличением объемов реализации нефти и нефтепродуктов, использованием новых экспортных направлений, ростом расходов на бухгалтерские, аудиторские и консультационные услуги, ростом заработной платы и социальных расходов, а также с консолидацией новых дочерних компаний. Дополнительно, ряд неденежных начислений, таких как начисление в результате снижения резерва по юридическим обязательствам и неденежные списания, связанные со снижением стоимости некоторых активов, привели к увеличению коммерческих, общехозяйственных и административных расходов на 15 млн. долл. США в третьем квартале 2002 года по сравнению с аналогичным периодом 2001 года. За первые девять месяцев 2002 года общая сумма единовременных неденежных статей была ниже на 25 млн. долл. США, в основном из-за того, что в 2001 году в полном объеме были произведены начисления ушедшим на пенсию сотрудникам в рамках программы «Ветеран», и, соответственно, в 2002 г. такие начисления не производились.
Список используемой литературы
1. Цены и ценообразование в рыночной экономике. Ч.2. Цены и рыночная конъюнктура./ под ред. Есипова В.Е.-СПб.: издательство СПБГУЭФ, 1998.
2. http://www.yukos.ru – Официальный сайт ОАО НК «ЮКОС»
3. А. Конопляник. Куда исчезли справочные цены? // Нефть России. 2000, №7
4. А. Конопляник. От прямого счета – к обратному // Нефть России. 2000, №8
5. http://info.olmagroup.ru – Сайт инвестиционной компании «ОЛМА»
6. http://www.russianoil.ru – Интернет-портал «Русская нефть»
7. http://www.dinform.ru – Сайт Агентства финансовой информации «Консультант»
8. http://www.ifs.ru – Сайт Института Финансовых Исследований