Ценовая политика на предприятии (стр. 2 )

Рис. 7. Система методов ценообразования

в рыночной экономике [10, с. 109].

Использование краткосрочной тактики ценообразования не даёт возможности руководителям поддерживать надёжную долгосрочную рентабельность для решения проблем, связанных с затратами, потребителями и конкурентами. Стратегия ценообразования состоит из:

·  внутренней структуры затрат компании по каждому продукту, группе продуктов или потребителей;

·  потребительской чувствительности и того, как потребители ценят уникальные качества продукции данной фирмы;

·  положение между конкурентами, за исключением потенциальных возможностей и стратегий [6, с. 32].

Можно сказать, что основной информацией про затраты для потребностей ценообразования являются данные о том, каким образом изменяются затраты при изменении объёмов продаж. Таким образом, понимание структуры затрат, то есть, постоянны ли они при продаже дополнительных объёмов продукции, необходимо для установления рентабельного объединения граничного размера цены и размеров сегмента рынка. Поэтому, прежде всего, при изменении цены следует определять действительную естественную стоимость продукта, то есть, какие именно затраты были осуществлены в случаях, если товар был куплен и не был куплен. Затраты, которые не изменяются не влияют на рентабельность ценообразования. Естественно, постоянные затраты важны, в первую очередь, для определения конечной рентабельности, но они, вместе с тем, не влияют на изменения рентабельности, а связаны лишь с изменением цен. Руководители могут установить граничный уровень цены продукции, определив настоящую стоимость продаж. Это можно узнать, отняв от цены прироста переменные затраты. Из этого можно высчитать точку безубыточности при изменении продаж. Используя это соотношение, можно избежать и конфликтов между отделами финансов и сбыта. Так, например, если управленец из отдела сбыта хочет снизить цену чтобы стимулировать продажу товаров, то по этой формуле он может определить, насколько следует увеличить объём продаж, чтобы достичь тех же уровней в финансовых результатах.

Для обобщения и дополнения вышесказанного необходимо систематизировать подходы к формированию цены. Основные из них приведены в Таблице 1.

Таблица 1.

Подходы к формированию цены [12]

Название подхода

Характеристика

Установление цен на новый товар

Установление цены на подлинную новинку

Фирма, выпускающая на рынок защищенную па­тентом новинку, при установлении цены на нее может выбрать либо стратегию "снятия сливок", либо стратегию прочного внедрения на рынок. В первом случае фирма назначает сначала цену с высокой нормой прибыли, и учитывающую за­траты на НИОКР, а затем постепенно снижает цену. Во втором же устанавливают на свою но­винку сравнительно низкую цену в надежде на привлечение большого числа покупателей и за­воевание большой доли рынка, после чего идут на повышение цены.

Установление цены на новый товар-имитатор

Существует ряд вариантов осуществления такого подхода. Предприятие может выпускать товар с премиальной наценкой и продавать его по макси­мально возможной цене; предприятие может соз­давать высококачественный товар и назначать на него среднюю цену; может создать товар среднего уровня качества и взимать за него среднюю цену. Таки образом уровень цены взаимосвязан с уров­нем качества, и определение цены проводится в зависимости от конъюнктуры рынка и пожеланий производителя.

Ценообразование в рамках товарной номенклатуры

Установление цены в рамках товарного ассортимента

Создавая целый товарный ассортимент, предпри­ятию необходимо установить ступенчатое разде­ление цен на разные товары. При этом необхо­димо учитывать различия в себестоимости раз­личных товаров, разницу в оценках их свойств по­купателями, а также цены конкурентов. Задача продавца – выявить ощущаемые потребителем ка­чественные различия товаров, оправдывающие

разницу в ценах.

Установление цен на дополняющие товары и обязательные принадлежности

Сложность заключается в определении того, что следует включить в исходную цену в качестве стандартного комплекта, а что предложить как до­полняющие изделия. Часто, производители, про­давая сам товар сравнительно недорого, завышают цены на дополняющие товары.

Установление цен на побочные продукты производства

Затраты, связанные с побочными продуктами, от­ражаются на уровне цены основного товара. Про­изводитель стремится найти рынок для этих по­бочных продуктов и зачастую готов принять лю­бую цену, если она покрывает издержки по их хранению и доставке, что позволяет ему снизить цену основного товара.

Установление цен по географическому принципу

Установление цены в месте происхождения товара

Товар продается перевозчику, после чего все права на этот товар переходят к заказчику, он и оплачивает все  расходы по транспортировке от места производства к месту назначения.

Установление единой цены с включенными в нее расходами по доставке

Фирма взимает единую цену с включением в нее одинаковой суммы транспортных расходов неза­висимо от удаленности клиента. Плата за пере­возку равна  средней сумме транспортных расхо­дов.

Установление зональных цен

Все заказчики в границах одной зоны, платят оди­наковую суммарную цену, которая становится выше по мере удаленности зоны.

Установление цен со скидками и зачетами

Скидка за количество закупаемого товара

Уменьшение цены для покупателей, приобретаю­щих большие количества товара.

Функциональные скидки

Производители предлагают службам товародви­жения, выполняющим определенные функции по продаже товара, его хранению, ведению учета.

Сезонные скидки

Уменьшение цены для потребителей, делающих внесезонные покупки товаров или услуг.

Установление цен для стимулирования сбыта

В целях оживления и стимулирования сбыта фирмы временно назначают на свои товары цены ниже прейскурантных или ниже себестоимости.

Установление дискриминационных цен

2.  ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ В НЕФТЕГАЗОВОМ КМПЛЕКСЕ

2.1.  Экономическая рента и ценообразование на нефть

При эксплуатации любого природоресурсного объекта, будь то земля, лес, вода, недра и т. п., неизбежно возникает природная рента, являющаяся частью цены реализации соответствующего продукта природопользования. В классической экономической теории установлены принципы и условия образования природной ренты, основными из которых (на примере горной ренты) являются:

- неоднородность объектов недропользования, то есть наличие лучших из множества участков недр (месторождений), на которых добывается один вид полезных ископаемых;

- ограниченность лучших участков недр, их недостаточность для удовлетворения потребностей в данном виде минерального сырья, что вызывает необходимость эксплуатации худших участков;

- появление дополнительной прибыли у собственников лучших участков недр вследствие высокой себестоимости добычи единицы минерального сырья на худших месторождениях.

Поскольку нефть является международным товаром и ее цена регулируется на мировых нефтяных биржах, возникло понятие «мирового замыкающего месторождения» и соответствующей цены. С одной стороны, замыкающая цена отражает себестоимость добычи нефти на худших месторождениях в странах, являющихся основными ее потребителями - сегодня это государства Азиатско-Тихоокеанского региона – Китай, Корея, Индия и др. С другой стороны, она отражает динамику спроса и предложения на мировых рынках, зависящую от политической конъюнктуры, локальных военных действий, экономических санкций, от договорной политики стран ОПЕК и многого другого.

Но так или иначе мировая цена одного барреля нефти предопределяет сумму мировой ренты, которая распределяется между странами-экспортерами нефти. Эту мировую ренту лучше называть ценовой рентой, так как ее величина определяется разностью мировой и внутригосударственных цена на товарную нефть.

Однако дело не в названии, а в непреложности того факта, что от экспортируемой части нефти, помимо горной ренты, объективно возникающей в каждой нефтедобывающей страны, все эти страны, в том числе и Россия, получают еще мировую (ценовую) нефтяную ренту (о ее размере в России сказано ниже).

Выбор худшего месторождения и соответствующей рыночной «замыкающей» цены, является, особенно в России, весьма сложной и неопределенной задачей. При всей простоте экономической трактовки ренты возникают многочисленные нюансы, связанные как с выбором худшего месторождения, так и с определением себестоимости (текущих эксплуатационных затрат и капитальных вложений) и размера нормальной прибыли.

В России в распределенном фонде недр находятся более 2500 нефтегазоконденсатных месторождений – на них выданы лицензии. Среди них есть уникальные, крупные, средние, мелкие и очень мелкие. На уникальных, крупных и средних месторождениях выделяются десятки (иногда до 30-40) объектов разработки (добычи): залежи, пласты, отдельные части месторождений [21].

Можно утверждать, что на сегодня имеется не менееобъектов добычи нефти на действующих месторождениях. Но только десятая их часть (примерно 2000) находится в эксплуатации, остальные законсервированы. То есть, налицо выборочная, селективная добыча нефти на лучших участках.

Получается, что «худшее месторождение» надо выбирать из числа «лучших» действующих сегодня объектов (участков) добычи. Проблема усложняется еще и тем, что число лучших участков даже в течение года изменяется.

Следующий аспект, усложняющий выбор точки отсчета горной ренты («худшего месторождения»), связан с экстерриториальным расположением нефтегазоносных провинций, рассредоточенностью действующих объектов добычи нефти по всей территории России - на суше и на морском шельфе, в разных физико-географических, погодных и социально-экономических, в том числе инфраструктурных условиях [4, с. 72]..

Учитывая эти обстоятельства, можно говорить, что для такой страны, как Россия, должно быть не одно, а несколько «замыкающих месторождений». Это утверждение можно подкрепить еще одним аргументом, а именно тем, что в разных физико-географических условиях применяются разные технологии добычи нефти, что, в свою очередь, отражается на себестоимости добычи на «замыкающем месторождении».

Отмеченные специфические условия оказывают решающее влияние на формирование внутрироссийских цен на товарную нефть, поставляемую на нефтеперерабатывающие заводы. При этом надо также учесть, что в России широко используются механизмы трансфертного ценообразования и действуют посредники – перекупщики. При этом нефть покупается у добывающих предприятий по себестоимости с небольшой надбавкой, после чего пропускается через несколько юридических лиц.

В последние годы широко дебатируется вопрос о собственности на товарную нефть или, в более широком плане, о собственности на добытые полезные ископаемые. Если принять бездоказательное, юридически необоснованное, но превалирующее сегодня среди недропользователей и почему-то поддерживаемое государственными органами власти мнение, что добытая в России нефть является собственностью недропользователя, то все разговоры о нефтяной (горной и ценовой) ренте носят сугубо теоретический и схоластический характер, поскольку в данном случае рента становится частной собственностью.

Нам представляется более доказательной другая точка зрения, согласно которой добытая нефть является собственностью российского государства, с разрешения которого в соответствии с действующим лицензионным механизмом недропользователь осуществляет добычу на участке государственного фонда недр. В этой связи отметим, что законодательством России установлена государственная собственность на недра.

Поэтому горная и ценовая нефтяная рента являются собственностью государства, точнее, гражданского общества и должны использоваться в его интересах после обсуждения и всенародного одобрения направлений расходования ренты. Также государство должно обеспечить финансовый и общественный контроль за исполнением баланса поступления и расходования ренты по принятым обществом целевым назначениям.

Выделим еще крайне важный аспект формирования горной нефтяной ренты, понимание которого необходимо при экономическом анализе нашей экономики. В отличие от земельной, водной и других видов природной ренты, имеющих годовой или краткосрочный (до 3-5 лет) цикл образования, общая сумма горной нефтяной ренты образуется в течение долгосрочного (до 50-100 лет) технологически рационального жизненного цикла всего месторождения, исходя из единой гидродинамической модели извлечения нефти из природной среды.

При этом в модель включаются все объекты (залежи, пласты и т. п.) разработки месторождения с учетом гидродинамической теории сообщающихся сосудов. Модель сообщающихся сосудов позволяет условно выделенные отдельные объекты добычи объединить в месторождение как единое целое. Далее на основе технико-экономических расчетов устанавливается рациональная (оптимальная на момент расчета) [4, с. 60] технология вытеснения нефти, точнее нефтеводяной жидкости из недр путем закачки воды в продуктивные пласты, использования химреагентов и т. п.

Таким образом, из многовариантного технологического моделирования устанавливается экономически рентабельный, максимально возможный (оптимальный) коэффициент извлечения нефти из месторождения в целом. Объем извлекаемой нефти в натуральном и стоимостном измерении за весь цикл жизни месторождения служит первым отправным параметром для расчета ренты.

Вторым параметром является установление годовой добычи нефти. Добыча в первые 7-10 лет растет по мере последовательного ввода эксплуатационных скважин, затем до 5-10 лет держится на достигнутом максимальном годовом уровне, после чего по мере обводнения начинает сперва (до 10-15 лет) резко снижаться, а потом медленно затухать до завершения разработки месторождения при обводненности до 95-98%.
Третьим параметром являются распределенные по годам капитальные и эксплуатационные затраты [26].

По этим трем параметрам подсчитывается годовой доход, который дисконтируется. Если при подсчете годового дохода не учитывать амортизационные отчисления и налоги, то уменьшенный на нормальную прибыль недропользователя суммарный дисконтированный годовой доход за весь цикл разработки месторождения в целом является нечем иным как суммарной величиной горной нефтяной ренты.

Таким образом, можно утверждать, что годовые объемы ренты на каждом отдельно взятом месторождении изменяются в зависимости от этапа и года цикла жизни этого месторождения. Соответственно в перспективе «лучшие» сегодня месторождения становятся «худшими», им на смену должны приходить новые «лучшие» месторождения, для чего необходимо постоянное расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтяной промышленности. Поэтому нужны долгосрочные прогнозы образования горной ренты и государственное регулирование разведки, подготовки и ввода новых месторождений, чтобы не происходило замедления темпов роста ренты.

Говоря о технологическом режиме разработки месторождения, следует подчеркнуть, что при нарушении технологической схемы, к примеру, при выборочной добыче нефти на отдельных, более продуктивных залежах, пластах или отдельных скважинах, происходит непоправимое изменение первоначальной оптимальной гидродинамической модели. Это, в свою очередь, приводит к невозможности последующей добычи нефти на отдельных объектах, то есть, к необратимой потере нефти, снижению коэффициента извлечения нефти на данном месторождении и соответственно к уменьшению общей суммы (массы) горной ренты.

Годовая масса ценовой нефтяной ренты также подвержена постоянным колебаниям в зависимости от мировой конъюнктуры цен. Поэтому экономика России, зависящая от экспорта нефти и газа, должна иметь некоторую страховку от возможного резкого и продолжительного падения мировых цен на нефть.

Получается, что нефтегазовая экономика, ее темпы роста зависят, как от факторов формирования горной ренты внутри страны, так и от внешних факторов, формирующих массу ценовой ренты. Если на факторы внутри страны можно экономически воздействовать, то на внешние факторы нельзя. Опасно, если эти факторы сходятся в одном направлении, а именно на снижение и горной, и ценовой ренты.

2.2.  Методы ценообразования на нефть и нефтепродукты

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

2.3.  Механизмы ценообразования на рынке нефти. Структура цены

Важнейшим принципом экономики является рачительное природопользование. Нефтегазовое недропользование должно основываться на следующих условиях:

- разработке всех рентабельных месторождений вне зависимости от того, на каком этапе жизненного цикла они находятся;

- добыче на всех без исключения объектах каждого рентабельного в целом месторождения, даже если отдельные объекты являются нерентабельными;

- строгом соблюдении утвержденных технологий разработки месторождения, годовых уровней добычи, заданных в технологической схеме разработки, и установленных значений коэффициентов извлечения нефти;

- применении современных методов увеличения нефтеотдачи;

- недопустимости интенсификации добычи на отдельных скважинах, нарушающей и ухудшающей гидродинамическую модель и снижающей КИН в целом по месторождению;

- воспроизводстве (желательно расширенном) минерально-сырьевой базы нефтедобывающей промышленности [15, с. 41]..

Если в советской экономике указанные требования соблюдались, то в российской действительности они почти полностью и повсеместно нарушаются. Отчетливо наблюдается селективная, а нередко хищническая добыча нефти и газа за счет, к примеру, использования недопустимых методов её интенсификации. Оно и понятно, так как преобладающей мотивацией недропользователей в условиях рынка становится стремление к получению максимального дохода сегодня, сейчас.

Такая мотивация приводит, с одной стороны, к росту сиюминутной горной ренты в пересчете на единицу добываемого сырья, с другой – к потере и снижению общей массы ренты в будущем.

В развитых государствах принимаются законы и нормативные документы, препятствующие нарушению указанных выше требований. Так, по каждому месторождению устанавливается нижний предел годового темпа отбора нефти из извлекаемых запасов, что исключает выборочную отработку более производительных и более легких объектов добычи. Причем, для каждой скважины устанавливается верхний предел ее суточного дебита, чем не допускается излишняя интенсификация притока нефти.

2.4.  Эволюция структуры рынка нефти. Российские сорта нефти (REBCO)

Мировой нефтяной рынок претерпевал постоянные изменения в сторону расширения многообразия своей внутренней структуры, со временем также менялся и механизм ценообразования на этом рынке, формула определения основных цен.

Эволюция цен

До 1947 года действовала так называемая "однобазовая система цен", при которой цены рассчитывались по формуле "залив плюс фрахт". Если быть более точным - то по формуле "Мексиканский залив плюс фиктивный фрахт" в соответствии с Ачнакаррским соглашением о создании Международного Нефтяного Картеля, заключенным основными международными нефтяными компаниями в 1928-м году.

После войны американские и английские административные расследования заставили изменить систему расчета цен "залив плюс фрахт". В 1947 г. компании МНК признали Персидский залив в качестве второй базы для расчета цен, приравняв таким образом цены фоб Мексиканский залив к ценам фоб Персидский залив и устранив призрачные затраты на перевозку нефти от Мексиканского залива к Персидскому. В действие вступила так называемая "двухбазовая система цен", при которой фрахтовые ставки рассчитывались или от Мексиканского, или от Персидского залива, но в обоих случаях исходной была цена нефти от Мексиканского залива.

В 1971-86 гг., когда ценообразование осуществлялось на базе официальных отпускных цен ОПЕК, основной ценообразующей формулой стала "Персидский залив плюс реальный фрахт". После относительно безрезультатного первого десятилетия существования ОПЕК (образована в 1960 году), Организация выступила инициатором пересмотра в сторону повышения как уровня официальных (справочных) цен на нефть, так и доли в прибылях и собственности в соглашениях с основными международными нефтяными компаниями [14, с. 201].

История принципа

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 крупнейших международных нефтяных компаний (Экссон, Мобил, Галф, Тексако, Стандард Ойл оф Калифорния (СОКАЛ) - все американские, Бритиш Петролеум - английская, Ройял-Датч/Шелл - англо-голландская [14, с. 203].

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 года картельный принцип ценообразования v назначение цен ограниченной группой игроков по своему усмотрению, уступил место бирже, то есть некартельному принципу ценообразования, где цены устанавливаются в результате конкурентной борьбы двух противоборствующих групп огромного числа игроков.

Принцип ценообразования проходил по жестко регламентированной и прозрачной процедуре и отражают в каждый момент времени текущий баланс спроса и предложения с поправкой на систему сиюминутных конъюнктурных факторов экономического и политического характера, оценивающих многочисленные риски изменения ситуации на рынке нефти.

До 1971 года на рынке повсеместно доминировали компании международного нефтяного картеля, в период 70-х-80-х годов в добывающей части нефтяного бизнеса (так называемый "апстрим" - от англ. Upstream) доминировали государства ОПЕК , в транспортировке, переработке и сбыте (так называемый "даунстрим" - от англ. 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 - в зависимости от того: учитывать КФП или нет) компаний МНК, затем 13 государств ОПЕК, сегодня - это множество участников процесса ценообразования на бирже [17, с. 201].

Хронология динамики уровня цен

До 1947 года цены на нефть в текущем измерении держались на низком уровне и имели тенденцию к снижению. Затем, до начала 70-х гг., оставались практически неизменными в том же ценовом диапазоне v на уровне менее 2 долларов за баррель. 1971-86 г. г. - период сильных колебаний цен. В результате повышений нефтяных цен в 70-е годы, их уровень для легкой аравийской нефти в среднегодовом измерении и в текущем исчислении вырос с менее 2 долл./баррель еще в 1972 г. до почти 36 долл./баррель в 1980 г.

Суточные же котировки нефти этого сорта в отдельные моменты в 1980 и 1981 гг. достигали 40 долл./баррель, после чего началось их постепенное снижение. К 1986 г. среднегодовые цены на легкую аравийскую нефть снизились на 1/5 (до 27,5 долл./баррель в 1985 г.). В 1986 году произошло резкое падение цен до уровня примерно 12 долларов за баррель в среднегодовом исчислении, суточные же котировки опускались ниже "психологической" отметки 10 долл./баррель. События 1986-го года получили известность как "нефтяной антикризис". В этом году ситуация на рынке нефти кардинальным образом изменилась. После повышения цен 70-х годов импортный спрос на жидкое топливо сокращался прежде всего на нефть ОПЕК при одновременном повышении ее поставок на мировой рынок из государств, не входящих в ОПЕК. Поэтому политика ОПЕК была направлена на максимизацию доходов от вывоза нефти и осуществлялась посредством скоординированного в рамках этой

Сокращение экспорта нефти из стран ОПЕК в основном осуществлялось за счет уменьшения квоты Саудовской Аравии, принявшей на себя функции замыкающего поставщика в рамках ОПЕК в целях сохранения цен на нефть на высоком уровне. За 1979-85 гг. страна снизила свою добычу в 5 раз (с 500 до 100 млн. тонн/год), однако это не смогло удержать цены на нефть от постепенного снижения. В декабре 1985 г. Саудовская Аравия отказалась от роли замыкающего поставщика. Страны ОПЕК провозгласили отход от политики поддержания высоких цен на нефть путем ограничения добычи, сменив ее курсом на восстановление "справедливой" доли стран ОПЕК на рынке нефти. В течение первого полугодия 1986-го года ближневосточные страны ОПЕК резко увеличили добычу. В условиях нарастающего избытка предложения борьба стран ОПЕК за увеличение своей доли на рынке вылилась в "войну цен" и привела к их обвалу. В последующие год-два произошла в каком-то смысле "техническая коррекция" цен, и в течение десятилетия гг. (за исключением короткого периода "Войны в Заливе") 80% ценовых колебаний происходило в диапазоне 15-21 долл./барр.

Какие были сделки

В период с 1947 по 1971 годы доминирующим видом внешнеторговых сделок были регулярные сделки, которые определяли как объёмы торговли, так и уровень цен. На этапе 1971-86 гг. начал активно развиваться и постепенно стать играть самостоятельную роль - как доминирующий субъект в определении цены - рынок разовых сделок, хотя до начала 70-х гг. на него приходилось лишь 3-5% международной торговли и нужен он был только лишь для точной подстройки друг под друга спроса и предложения жидкого топлива [18, с. 170].

В 70-е годы значение разовых сделок стало интенсивно возрастать: в первой половине указанного десятилетия - на них приходилось не более 5-8%, в середине - 10-15%, и в середине 80-х годов - уже не менее 40-50% международной торговли нефтью. Таким образом, с середины 80-х годов именно рынок разовых сделок стал определяющим с точки зрения объемов мировой нефтяной торговли. Однако ценообразующим сегментом рынка разовые сделки стали еще раньше - во время нефтяного кризиса 1973-74 гг., когда именно на них стали постоянно ориентироваться официальные отпускные цены в своей динамике. Поэтому до середины 80-х годов регулярные сделки в значительной степени определяли объемы международной торговли нефтью, но цена к этому времени уже в значительной степени определялась на рынке разовых сделок. На четвертом этапе доминировать в определении объемов торговли продолжал рынок разовых сделок. Рынок регулярных сделок переместился на второе место - они просто поменялись местами. А к бирже перешла ценообразующая роль - цены стали формироваться на бирже, как в сделках с немедленной, так и с отсроченной поставкой.

Таким образом, в итоге эволюции структуры нефтяного рынка, именно к бирже перешла ценоустановительная и ценообразовательная функция на этом рынке.

3.  ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ВЛИЯЮЩИЕ НА УРОВЕНЬ ЦЕН НЕФТИ НА ПРЕДПРИЯТИИ

3.1.  Выработанность запасов

За 2008 год добыча нефти, включая газовый конденсат, составила 365 млн т, или 106,9% к уровню того же периода прошлого года. В то же время первичная переработка нефти возросла на 3,7%. Производство автомобильного бензина увеличилось на 0,5%, дизельного топлива – на 4,0%, топочного мазута – на 1,9%, нефтяных смазочных масел – на 2,6% [25].

Половина добываемой в стране нефти поставляется за рубеж, ее доля в экспорте топливно-энергетических товаров также составляет порядка 50%. Россия в гш. значительно увеличила не только добычу нефти (с 323 до 491 млн т), но и ее экспорт, в результате чего по внешнеторговым поставкам этого сырья наша страна вышла на 2-е место в мире после Саудовской Аравии. В структуре экспорта нефтепродуктов более 80% приходятся на мазут и низкосортное дизельное топливо, предназначенные для дальнейшей переработки, что по своей сути также является скрытым сырьевым экспортом.

Нынешний экономический кризис отразился и на рынке нефти, цены на котором лихорадит. По мнению экспертов, положение во многом дестабилизировалось из-за того, что нефтедобывающие компании по соображениям экономии существенно уменьшили объемы своих коммерческих запасов – важного резерва на случай резких изменений конъюнктуры, а также вследствие политики нефтепереработчиков, также стремившихся обеспечить лишь свои минимально необходимые потребности.

Все это привело к беспрецедентному сокращению запасов нефти в индустриальных странах.

Значительное влияние на уровень цен на нефть оказывают периодические ограничения добычи странами ОПЕК (последнее – с ноября 2008 г.), медленные темпы ее стабилизации в Ираке, не урегулированные вопросы, касающиеся поставок нефти из Ирана и многое другое. В России экспортные пошлины на нефть с декабря 2008 г. рассчитываются на основе двухнедельного мониторинга мировых цен.

Нефтяной потенциал России – это около 13% миpовых pазведанных запасов нефти, более 2270 нефтяных, нефтегазовых и нефтеконденсатных местоpождений, 1223 из котоpых pазpабатываются. Местоpождения нефти pасположены в 37 субъектах РФ, но в основном – в Западной Сибиpи, Уpало-Поволжье и на Евpопейском Севеpе. Около 80% разведанных запасов приходится на районы суши с развитой инфраструктурой. Большая их часть сосредоточена в 12 уникальных и 138 крупнейших и крупных месторождениях.

Более половины запасов нефти в стpане pазведаны в Ханты-Мансийском АО. Здесь обнаружены около 300 залежей нефти. Почти 90% pазведанных запасов сосpедоточены в кpупных и кpупнейших местоpождениях – Самотлоpское, Кpасноленинское, Пpиобское, Федоpовское, Мамонтовское, Ваpьеганское и дp.

В настоящее время в Тюменской обл., в состав которой входит Ханты-Мансийский АО, разведано лишь менее половины потенциальных ресурсов нефти, что составляет 65% от всех выявленных по стране. Их объема при нынешних темпах отбора хватит на ближайшие 20-30 лет. Значительные неразведанные залежи нефти в ближайшие десятилетия частично могут быть переведены в разряд промышленных запасов. Западная Сибирь обеспечивает основной объем их прироста.

В настоящее время прирост запасов нефти не компенсиpует ее текущий отбор. Ежегодное пополнение запасов составляет не более 85% от уровня добычи. Сокращаются pазмеpы откpываемых местоpождений, причем не только в освоенных pегионах, но и в новых пеpспективных. Основной пpиpост запасов в последние годы получен за счет доpазведки pанее откpытых местоpождений, а также пеpевода запасов из разряда пpедваpительно оцененных в pазведанные.

Выработанность нефтяных пластов крупнейших российских месторождений Урало-Поволжья превышает 75-85%, а Западной Сибири – 60-75%. Содержание воды в извлекаемой нефти дошло до 90% и более. Самая высокая в Западной Сибири обводненность – на Самотлоре. Это гигантское месторождение довольно сложного строения, введенное в разработку около сорока лет назад, оказалось на грани краха из-за опережающего отбора нефти из высокодебитных скважин.

В России почти нет уже самоизливающихся скважин: нефть приходится поднимать насосами, станками-качалками или иными механизированными способами – трудо - и энергоемкими.

Половина разведанных запасов нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений России выработана. И все-таки страна прочно удерживает лидирующее место в мире по запасам топливно-энергетического сырья. Разведанной нефти больше, чем у нас, только в Саудовской Аравии, где сконцентрирована почти четверть мирового «черного золота» [11, с. 51].

В недрах европейского Севера, Сибири и шельфа арктических морей, согласно комплексным экспертным оценкам, содержатся по меньшей мере 10-12 млрд т невыявленной пока нефти – в дополнение к 25 млрд т уже разведанных запасов. В 17 млрд т условного топлива оцениваются геологические запасы углеводородов на акватории Охотского моря.

Таблица 2

Добыча нефти и производство нефтепродуктов [21, с. 91].

январь-сентябрь 2008 г.

сентябрь 2008 г., в % к

январь-сентябрь 2008 г., в % к январю-сентябрю 2007 г.

сентябрю 2007 г.

октябрю 2008 г.

нефть добытая, вкл. газовый конденсат, млн т

365

111,7

104,3

106,9

первичная переработка нефти, млн т

177

103,6

94,0

103,7

бензин автомобильный, млн т

26,4

104,8

94,6

100,5

дизельное топливо, млн т

51,2

105,1

92,7

104,0

мазут топочный, млн т

46,7

95,0

94,4

101,9

масла смазочные нефтяные, млн т

2,1

97,4

86,9

102,6

Россия рассматривает США и Азию, включая Китай, Японию и Индию, как важные направления развития своего экспорта энергоносителей. Однако, по мнению экспертов, она не в состоянии быстро увеличить количество поставляемой на экспорт нефти.

Объемы вывозимой за пpеделы стpаны нефти огpаничены пpопускной способностью трубопpоводов и теpминалов поpтов, которая увеличивается заметно медленнее, чем добыча. Резервы роста экспорта почти исчерпаны. Пропускная способность трубопроводной сети государственной компании Транснефть протяженностью более 48 тыс. км используется практически полностью. Для расширения экспортных возможностей необходимы обновление старых и строительство новых нефтепроводов и портовых терминалов [29].

Система магистpальных нефтепpоводов – часть инфpастpуктуpы российского нефтяного pынка. Необходимость освоения новых нефтяных pегионов, значительные затpаты отечественных нефтяных компаний на транзит нефти чеpез теppитоpии соседних госудаpств, дефицит терминальных сооружений по наливу нефти и дpугие фактоpы диктуют необходимость реализации новых проектов развития тpубопpоводного тpанспоpта.

По объемам экспортной перекачки нефти и нефтепродуктов Россия с середины 1990-х гг. занимает 1-е место в мире, а по техническому состоянию трубопроводов, включая их экологическую безопасность, – одно из самых последних. Срок службы большинства из них близок к амоpтизационному сроку эксплуатации.