Сравнение крупнейших нефтегазовых компаний: Газпром» «Лукойл» и «Роснефть»»

СОДЕРЖАНИЕ

Глава 1. ОАО «Газпром». Общая характеристика
1.1 Руководство
1.2 Производство
1.3 Финансовая отчетность
Глава 2. НК «ЛУКОЙЛ». Общая характеристика
2.1 Органы управления
2.2. Производство
2.3 Основные финансовые и операционные показатели
Глава 3. НК «Роснефть». Общая характеристика
3.1 Корпоративное управление
3.2 Производство
3.3 Основные финансовые показатели
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Глава 1. ОАО «Газпром». Общая характеристика

Открытое акционерное общество «Газпром» – одна из крупнейших мировых энергетических компаний, занимающаяся геологоразведкой и добычей природного газа, газового конденсата, нефти, их транспортировкой, переработкой и реализацией в России и за ее пределами, электроэнергетикой.
ОАО «Газпром» является правопреемником имущественных прав и обязанностей Государственного газового концерна «Газпром», в том числе его прав пользования землей, недрами, природными ресурсами, а также прав и обязанностей по заключенным концерном договорам.
«Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет около 17 процентов, в российских – около 70 процентов.
«Газпрому» принадлежат магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России.
В соответствии с Указом Президента РФ от 5 ноября 1992 г. на компанию возложены следующие обязательства
-обеспечение надежного газоснабжения потребителей РФ;
-осуществление поставок газа за пределы страны по межгосударственным и межправительственным соглашениям;
-проведение единой научно-технической и инвестиционной политики по реконструкции и развитию Единой системы газоснабжения;
-строительство и финансирование газопроводов – отводов высокого давления для газификации села;
-контроль Единой системы газоснабжения страны;
-обеспечение доступа других производителей к газотранспортной системе страны.
В Группу «Газпром» как вертикально интегрированную энергетическую компанию входят головная компания – ОАО «Газпром» – и ее дочерние общества, осуществляющие добычу, транспортировку, переработку и реализацию газа, нефти и других углеводородов, подземное хранение газа, а также иные виды деятельности, включая технический контроль трубопроводных систем, бурение нефтяных и газовых скважин, поставку оборудования, производство тепло- и электроэнергии, обработку информации и предоставление банковских услуг.
1.1 Руководство
нефтегазовая компания финансовый показатель
Высшим органом управления Открытого акционерного общества «Газпром» является Общее собрание акционеров, которое проводится ежегодно. Проводимые помимо годового Общие собрания акционеров являются внеочередными.
Правом голоса на Общем собрании акционеров обладают акционеры — владельцы обыкновенных акций. Любой акционер лично или через своего представителя имеет право на участие в Общем собрании акционеров. Собрание является правомочным, если в нем приняли участие акционеры, обладающие в совокупности более чем половиной голосов.
В компетенцию Общего собрания акционеров, в частности, входит внесение изменений в Устав Общества, утверждение годовых отчетов и аудитора Общества, распределение прибыли, избрание членов Совета директоров и Ревизионной комиссии, принятие решений о реорганизации или ликвидации Общества, а также об увеличении или уменьшении его уставного капитала.
Председателя и членов Правления Общества выбирает Совет Директоров сроком на 5 лет. Он же имеет право досрочно прекратить их полномочия.
Совет директоров осуществляет общее руководство деятельностью Общества, за исключением решения вопросов, отнесенных к компетенции Общего собрания акционеров. Члены Совета директоров Общества избираются Общим собранием акционеров на срок до следующего годового Общего собрания акционеров.
Совет директоров, в частности, определяет приоритетные направления деятельности Общества, утверждает годовой бюджет и инвестиционные программы, принимает решения о созыве Общих собраний акционеров, об образовании исполнительных органов Общества, дает рекомендации по размеру дивиденда по акциям.
Председатель Правления (единоличный исполнительный орган) и Правление (коллегиальный исполнительный орган) осуществляют руководство текущей деятельностью Общества. Они организуют выполнение решений Общего собрания акционеров и Совета директоров и подотчетны им.
Председатель Правления и члены Правления избираются Советом директоров на 5 лет. Правление, в частности, разрабатывает годовой бюджет, инвестиционные программы, перспективные и текущие планы деятельности Общества, готовит отчеты, организует управление потоками газа, осуществляет контроль за функционированием Единой системы газоснабжения России.
В Администрацию ОАО «Газпром» входят следующие департаменты
— Департамент автоматизации систем управления технологическими процессами
— Департамент бухгалтерского учета
— Департамент внешнеэкономической деятельности
— Департамент внутреннего аудита и контроля за финансово-хозяйственной деятельностью дочерних обществ и организаций
— Департамент инвестиций и строительства
— Департамент маркетинга, переработки газа и жидких углеводородов
— Департамент по добыче газа, газового конденсата, нефти
— Департамент по информационной политике
— Департамент по работе с регионами Российской Федерации
— Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа
— Департамент по управлению имуществом и корпоративным отношениям
— Департамент по управлению делами
— Департамент по управлению персоналом
— Департамент по управлению проектами
— Департамент стратегического развития
— Департамент экономической экспертизы и ценообразования
— Финансово-экономический департамент
— Центральный производственно-диспетчерский департамент
— Юридический департамент
1.2 Производство

Группа «Газпром» является крупнейшей компанией мира по величине запасов природного газа.
По состоянию на 31 декабря 2009 г. запасы газа Группы по категориям А+В+С1 (российские стандарты) оценивались в 33,6 трлн куб. м, нефти и конденсата — 3,1 млрд т.
По объемам добычи газа Группа «Газпром», на долю которой приходится 14,5% мировой добычи, находится в числе лидеров среди нефтегазовых компаний мира. В 2009 г. Группой добыто 461,5 млрд куб. м природного и попутного газа, 10,1 млн т конденсата и 31,6 млн т нефти.
ОАО «Газпром» владеет крупнейшей в мире газотранспортной системой, способной бесперебойно транспортировать газ на дальние расстояния потребителям Российской Федерации и за рубеж. Протяженность магистральных газопроводов «Газпрома» превышает 160,4 тыс. км.
Запасы зависимых обществ категорий A+B+C1 в доле, приходящейся на Группу «Газпром», составили на территории России 545,6 млрд куб. м газа, 44,9 млн т газового конденсата и 643,9 млн т нефти.
Благодаря геолого-разведочным работам, проводимых «Газпромом», в 2009 г. были открыты семь месторождений углеводородов, а также 14 новых залежей на ранее открытых месторождениях.
Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России, принадлежащие «Газпрому». ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. В состав ЕСГ входят 155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 268 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 44,8 млн кВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 24 объекта подземного хранения газа. Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках.
Переработку газа в рамках Группы «Газпром» осуществляют газоперерабатывающие и газодобывающие дочерние общества ОАО «Газпром», а также «Сибур Холдинг» (в том числе Астраханский, Оренбургский, Сосногорский газоперерабатывающие заводы, Оренбургский гелиевый завод, Сургутский завод по стабилизации конденсата и Уренгойское управление по подготовке конденсата к транспорту).
Основным перерабатывающим предприятием «Газпром нефти» является Омский НПЗ (установленная мощность — 19,5 млн т в год). Кроме того, ОАО «Газпром нефть» контролирует 38,8% голосующих акций ОАО «Московский НПЗ» (установленная мощность — 12,15 млн т в год) и 50% ОАО «НГК „Славнефть“», владеющего двумя нефтеперерабатывающими заводами «Ярославнефтеоргсинтез» (установленная мощность — 15,2 млн т) и Ярославский НПЗ им. Д. И. Менделеева (0,3 млн т), вследствие чего «Газпром нефть» имеет доступ в соответствующих долях к их перерабатывающим мощностям.
Нефтехимическую продукцию в Группе «Газпром» производит в основном «Сибур Холдинг». «Сибур Холдинг» производит синтетический каучук, шины, полиэтилен высокого давления, полипропилен, пластмассы различного назначения, компоненты высокооктанового бензина и другие материалы, необходимые для автомобильной, сельскохозяйственной, строительной и аэрокосмической промышленности.
1.3 Финансовая отчетность
В таблице ниже представлены прошедшие аудит данные консолидированного отчета о совокупном доходе по международным стандартам финансовой отчетности за 2008 и 2009г.г.. Все суммы в таблице представлены в миллионах российских рублей.

За год, закончившийся 31 декабря 2009 г.
За год, закончившийся 31 декабря 2008 г.

Выручка от продаж (за вычетом акциза, налога на добавленную стоимость (НДС) и таможенных платежей)
2 990 971
3 285 486

Чистый доход по торговым операциям без фактической поставки
8295
4221

Операционные расходы
(2 096 926)
(1 930 437)

Резерв под обесценение активов и прочие резервы
(45 428)
(98 964)

Прибыль от продаж
856 912
1 260 306

Приобретение доли меньшинства в ОАО «Газпром нефть»
13 865
—

Убыток от изменения справедливой стоимости опциона на покупку
—
(50 738)

Прибыль от сделки по обмену активами
105 470
—

Доходы от финансирования
375 799
165 603

Расходы по финансированию
(441 487)
(341 179)

Доля чистой прибыли (убытка) ассоциированных и совместно контролируемых компаний
62 557
(16 686)

Прибыль от выбытия финансовых активов, имеющихся в наличии для продажи
6 319
14 326

Прибыль до налогообложения
979 435
1 031 632

Текущий налог на прибыль
(182 255)
(307 094)

Отложенный (расход) доход по налогу на прибыль
(3 387)
46 842

Налог на прибыль
(185 642)
(260 252)

Прибыль за год
793 793
771 380

Прочий совокупный доход

Прибыль (убыток) от изменений справедливой стоимости финансовых активов, имеющихся в наличии для продажи, за вычетом налога
32 193
(58 105)

Доля прочего совокупного дохода (расхода) ассоциированных и совместно контролируемых компаний
7 098
(4 972)

Курсовые разницы
1 704
20 340

Переоценка доли участия
9 911
—

Прочий совокупный доход (расход) за год, за вычетом налога
50 906
(42 737)

Совокупный доход за год
844 699
728 643

Прибыль за год, относящаяся к

акционерам ОАО «Газпром»
779 585
742 928

доле меньшинства
14 208
28 452

793 793
771 380

Совокупный доход за год, относящийся к

акционерам ОАО «Газпром»
835 182
699 071

доле меньшинства
9 517
29 572

844 699
728 643

За 2009 год выручка от продаж (за вычетом акциза, НДС и таможенных платежей) снизилась на 294 515 млн руб., или на 9% по сравнению с 2008 г., и составила 2 990 971 млн руб. Ниже приведена более подробная информация в отношении основных показателей, характеризующих структуру выручки от продаж за 2009 и 2008 гг.

в млн руб. (если не указано иное)
За год, закончившийся 31 декабря
За год, закончившийся 31 декабря

Выручка от продажи газа
2009г.
2008г.

Европа и другие страны

Чистая выручка от продажи (за вычетом акциза и таможенных платежей)
1 102 996
1 260 645

Объём в млрд куб. м
152,8
167,6

Средняя цена, руб./тыс. куб. м (включая акциз и таможенные платежи)
9 120,3
10 125,4

Страны бывшего Советского Союза Чистая выручка от продажи (за вычетом акциза, НДС и таможенных платежей)
309 929
356 514

Объём в млрд куб. м
56,7
96,5

Средняя цена, руб./тыс. куб. м (включая акциз и таможенные платежи и за вычетом НДС)
6 411,1
3 956,9

Российская Федерация

Чистая выручка от продажи (за вычетом акциза и НДС)
503 121
479 387

Объём в млрд куб. м
273,5
292,2

Средняя цена, руб./тыс. куб. м (включая акциз и за вычетом НДС)
1 839,5
1 640,6

Общая выручка от продажи газа

Чистая выручка от продажи (за вычетом акциза, НДС и таможенных платежей)1
916 046
2 096 546

Объём в млрд куб. м
483,0
556,3

Чистая выручка от продажи продуктов нефтегазопереработки (за вычетом акциза, НДС и таможенных пошлин)
540 505
652 956

Выручка от продажи электрической и тепловой энергии (без НДС)
195 040
134 335

Чистая выручка от продажи сырой нефти и газового конденсата (за вычетом акциза, НДС и таможенных пошлин)
176 403
214 955

Выручка от продажи услуг по транспортировке газа (за вычетом НДС)
65 563
70 685

Прочая выручка (за вычетом НДС)
97 414
116 009

Итого выручка от продаж (за вычетом акциза, НДС и таможенных платежей)
2 990 971
3 285 486

За 2009 год чистая выручка от продажи газа снизилась на 180 500 млн руб., или на 9% по сравнению с 2008 г., и составила 1 916 046 млн руб., что, в основном, было вызвано снижением реализованных объемов во всех географических сегментах. При этом, средние расчетные цены на газ при продаже газа на территории Российской Федерации и стран бывшего Советского Союза сложились выше уровня прошлого года.
За 2009 год чистая выручка от продажи газа в Европу и другие страны снизилась на 157 649 млн руб., или на 13% по сравнению с 2008 г., и составила 1 102 996 млн руб. Это объясняется, главным образом, снижением средних расчетных цен, выраженных в рублях (включая акциз и таможенные платежи), на 10%, что было усилено снижением объемов продаж газа в натуральном выражении на 9%, или на 14,8 млрд куб. м.
За 2009 год чистая выручка от продажи газа в страны бывшего Советского Союза снизилась на 46 585 млн руб., или на 13%, по сравнению с 2008 г., и составила 309 929 млн руб. Снижение продаж по данному сегменту объясняется снижением объемов продаж газа в натуральном выражении на 41%, или на 39,8 млрд куб. м, что было компенсировано ростом на 62% средних расчетных цен, выраженных в рублях (включая акциз и таможенные платежи и за вычетом НДС).
За 2009 год чистая выручка от продажи газа в Российской Федерации увеличилась на 23 734 млн руб., или на 5%, по сравнению с 2008 г., и составила 503 121 млн руб. Это объясняется, главным образом, увеличением средней цены продажи газа на внутреннем рынке, устанавливаемой Федеральной службой по тарифам, что было частично компенсировано снижением реализованных объемов газа на 6%, или на 18,7 млрд куб. м.
За 2009 год чистая выручка от продажи продуктов нефтегазопереработки снизилась на 112 451 млн руб., или на 17%, по сравнению с 2008 г., и составила 540 505 млн руб. Снижение было вызвано, прежде всего, изменением порядка отражения Группы Сибур, а также падением цен на продукты нефтегазопереработки.
За 2009 год чистая выручка от продажи электрической и тепловой энергии увеличилась на 60 705 млн руб., или на 45%, и составила 195 040 млн руб. Увеличение выручки от продажи электрической и тепловой энергии, в основном, связано с включением в консолидированную отчетность показателей деятельности дочерних обществ ОАО «ОГК-2» и ОАО «ОГК-6», а также деятельностью ОАО «Мосэнерго».
За 2009 год чистая выручка от продажи сырой нефти и газового конденсата снизилась на 38 552 млн руб., или на 18%, по сравнению с 2008 г., и составила 176 403 млн руб. Снижение выручки от продажи сырой нефти и газового конденсата, в основном, связано с деятельностью ОАО «Газпром нефть» за 2009 год чистая выручка от продажи сырой нефти снизилась на 33 456 млн руб., или на 17%, по сравнению с 2008 г., и составила 157 874 млн руб.
За 2009 год операционные расходы по сравнению с 2008 г. увеличились на 166 489 млн руб., или на 9%, и составили 2 096 926 млн руб.
Основной статьей, рост которой повлек увеличение общей суммы операционных расходов, является «Покупные нефть и газ» (77 771 млн руб.). При этом расходы на покупку газа увеличились на 71 370 млн руб., или на 19%, расходы на покупку нефти увеличились на 6 401 млн руб., или на 4%. Увеличение расходов на покупной газ связано, главным образом, c ростом цены на центрально-азиатский газ по сравнению с 2008 г. Увеличение произошло также по следующим статьям «Транзит газа, нефти и продуктов нефтегазопереработки» (53 058 млн руб.), «Амортизация» (26 181 млн руб.), «Расходы на оплату труда» (15 370 млн руб.), «Прочие» (35 152 млн руб.). Рост расходов по данным статьям был частично компенсирован снижением расходов по следующим статьям «Товары для перепродажи, в том числе продукты нефтегазопереработки» (17 371 млн руб.), «Налоги, кроме налога на прибыль» (14 223 млн руб.), «Расходы на ремонт, эксплуатацию и техническое обслуживание» (13 455 млн руб.), «Материалы» (7 146 млн руб.), «Расходы на электроэнергию и теплоэнергию» (5 316 млн руб.).
Величина прибыли за период, относящейся к акционерам ОАО «Газпром», за 2009 год составила 779 585 млн руб., что на 36 657 млн руб., или на 5% больше, чем за 2008 г.
Чистая сумма долга (определяемая как краткосрочные займы и текущая часть обязательств по долгосрочным займам, краткосрочные векселя к уплате, долгосрочные займы, долгосрочные векселя к уплате и реструктурированные налоговые обязательства за вычетом денежных средств и их эквивалентов, а также денежных средств и их эквивалентов с ограничением к использованию в соответствии с условиями некоторых займов и других договорных обязательств) увеличилась на 353 961 млн руб., или на 35%, с 1 018 346 млн руб. по состоянию на 31 декабря 2008 г. до 1 372 307 млн руб. по состоянию на 31 декабря 2009 г. Это объясняется, главным образом, увеличением долгосрочных займов.

Глава 2. НК «Лукойл». Общая характеристика

ЛУКОЙЛ – одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основными видами деятельности Компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности Компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной ресурсной базой является Западная Сибирь. ЛУКОЙЛ владеет современными нефтеперерабатывающими, газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами, расположенными в России, Восточной и Западной Европе, а также странах ближнего зарубежья. Продукция Компании реализуется в России, Восточной и Западной Европе, странах ближнего зарубежья и США.
2.1 Органы управления

Органы управления ОАО «ЛУКОЙЛ»
а) Собрание акционеров;
б) Совет Директоров;
в) Единоличный исполнительный орган — Президент (Генеральный директор);
г) Коллегиальный исполнительный орган – Правление
Собрание акционеров определяет количественного состава Совета директоров Компании, избрание его членов, досрочное прекращение их полномочий, определяет размер вознаграждений и компенсаций членам Совета директоров; назначает Президента; утверждает годовой отчет, годовую бухгалтерскую отчетность, в том числе отчет о прибылях и убытках Компании; утверждает Аудиторскую Компанию.
Совет Директоров принимает решения по вопросам, связанным с увеличением уставного капитала Компании, утверждает решения о выпуске ценных бумаг, проспект ценных бумаг и отчет об итогах выпуска ценных бумаг; издает приказы и указания, обязательные для исполнения.
Президент Компании, являясь единоличным исполнительным органом Компании, осуществляет руководство текущей деятельностью Компании и возглавляет ее коллегиальный исполнительный орган — Правление.
Президент назначается Собранием акционеров сроком на 5 лет.
Президент Компании наделяется в соответствии с законодательством Российской Федерации всеми необходимыми полномочиями для выполнения задач руководства деятельностью Компании.
Президент Компании без доверенности действует от имени Компании в пределах своей компетенции, установленной настоящим Уставом и действующим законодательством.
В соответствии со статьей 7 Устава ОАО ЛУКОЙЛ» органом контроля Компании является Ревизионная комиссия.
Ревизионная комиссия ежегодно избирается на годовом Собрании акционеров в соответствии с настоящим Уставом в составе трех человек.
Срок полномочий Ревизионной комиссии исчисляется с момента избрания ее годовым Собранием акционеров до момента переизбрания Ревизионной комиссии следующим годовым Собранием акционеров.
По итогам проверки финансово-хозяйственной деятельности Компании Ревизионная комиссия Компании составляет заключение, в котором должны содержаться
-подтверждение достоверности данных, содержащихся в отчетах и иных финансовых документах Компании;
-информация о фактах нарушения установленных правовыми актами Российской Федерации порядка ведения бухгалтерского учета и представления финансовой отчетности, а также правовых актов Российской Федерации при осуществлении финансово-хозяйственной деятельности.
Правление Компании является коллегиальным исполнительным органом Компании, который ежегодно формируется Советом директоров.
Правление компании занимается выработкой и реализацией текущей хозяйственной политики Компании в целях повышения ее прибыльности и конкурентоспособности; разработкой и утверждением квартальных, годовых и перспективных планов деятельности Компании, бюджета и инвестиционной программы Компании и контролем за их выполнением; организует проведение Собраний акционеров и работы Совета директоров Компании, обеспечениевает выполнение принятых ими решений; контролирует состояние работы по погашению дебиторской задолженности Компании.
2.2 Производство
ЛУКОЙЛ является второй крупнейшей частной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов. Доля Компании в общемировых запасах нефти составляет около 1%, в общемировой добыче нефти — около 2,4%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится 18,6% общероссийской добычи и 18,9% общероссийской переработки нефти.
Деятельность Группы можно разделить на четыре основных операционных сегмента
Разведка и добыча – деятельность по разведке и разработке нефтегазовых месторождений и добыче нефти и природного газа, которая ведётся главным образом в Российской Федерации, а также на территории Азербайджана, Казахстана, Узбекистана, на Ближнем
Востоке, вЮжной Америке, Северной и Западной Африке.
Переработка, торговля и сбыт – переработка и транспортировка продукции,
деятельность по реализации нефти, природного газа и продуктов их переработки.
Нефтехимия – деятельность по производству и реализации нефтехимической продукции.
Энергетика – деятельность по генерации, транспортировке и реализации электро- и тепловой энергии, а также оказание сопутствующих услуг.
По состоянию на начало 2010 года доказанные запасы нефти Компании составляли 13 696 млн барр., доказанные запасы газа – 22 850 млрд фут3, что в совокупности составляет 17 504 млн барр. н.э.
Основным регионом нефтедобычи Компании является Западная Сибирь. ЛУКОЙЛ также реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа за пределами России в Казахстане, Египте, Азербайджане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Колумбии, Венесуэле, Кот-д’Ивуаре, Гане, Ираке.
В 2005 году с введением в эксплуатацию Находкинского месторождения Компания начала реализацию газовой программы, в соответствии с которой добыча газа будет расти ускоренными темпами как в России, так и за рубежом, а доля газа будет доведена до трети от суммарной добычи углеводородов. Ресурсной базой для реализации этой программы являются месторождения Большехетской впадины, Каспийского моря и Центрально-Астраханское месторождение в России, а также международные газовые проекты – Кандым – Хаузак – Шады в Узбекистане и Шах-Дениз в Азербайджане.
ЛУКОЙЛ владеет нефтеперерабатывающими мощностями в России и за рубежом. В России Компании принадлежат четыре крупных НПЗ – в Перми, Волгограде, Ухте и Нижнем Новгороде, и два мини-НПЗ. Совокупная мощность российских НПЗ составляет 45,1 млн т/год нефти. За рубежом Компании принадлежат НПЗ в Болгарии, Румынии и Украине, а также 49%-ая доля в нефтеперерабатывающем комплексе ISAB (о. Сицилия, Италия) и 45%-я доля в НПЗ TRN (Нидерланды). Совокупная мощность зарубежных НПЗ Компании составляет 26,4 млн т/год нефти. В 2009 году на НПЗ Компании (с учетом долей в переработке на комплексах ISAB и TRN) было переработано 62,70 млн т нефти, в том числе на российских – 44,46 млн т.
В 2008 году в рамках реализации Программы стратегического развития на 2008–2017 годы в ОАО «ЛУКОЙЛ» был создан новый бизнес-сектор – «Электроэнергетика». В него, помимо приобретенного в 2008 году ОАО «ЮГК ТГК-8» и собственных электростанций на месторождениях в России, входят также предприятия, генерирующие электро- и теплоэнергию в Болгарии, Румынии и Украине. Общая выработка электрической энергии организациями сектора в 2009 году составила около 14,7 млрд кВт/ч, выработка тепловой энергии – 16,9 млн Гкал. В долгосрочной перспективе бизнес-сектор «Электроэнергетика» станет важным фактором роста денежных потоков и акционерной стоимости Компании.
По состоянию на начало 2010 года сбытовая сеть Компании охватывала 26 стран мира, включая Россию, страны ближнего зарубежья и государства Европы (Азербайджан, Беларусь, Грузия, Молдова, Украина, Болгария, Венгрия, Финляндия, Эстония, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Черногория, Румыния, Македония, Кипр, Турция, Бельгия, Люксембург, Чехия, Словакия, Хорватия, Босния и Герцеговина), а также США, и насчитывала 199 объектов нефтебазового хозяйства с общей резервуарной емкостью 3,13 млн м3 и 6 620 автозаправочных станций.
2.3 Основные финансовые и операционные показатели

1-ое полугодие
Измене- ние, %
2-й квартал
Измене- ние, %

2010
2009
2010
2009

Выручка от реализации (млн долл. США)
49 755
34 861
42,7
25853
20 116
28,5

Чистая прибыль, относящаяся к ОАО «ЛУКОЙЛ» (млн долл. США)
4002
3229
23,9
1949
2324
(16,1)

Прибыль до вычета процентов, налога на прибыль, износа и амортизации (EBITDA) (млн долл. США)
7433
6534
13,8
3704
4120
10,1

Налоги (кроме налога на прибыль), включая акцизы и экспортные пошлины (млн долл. США)
(13689)
(8000)
71,1
(7031)
(4283)
64,2

Базовая и разводненная прибыль на одну обыкновенную акцию, относящаяся к ОАО «ЛУКОЙЛ» (долл. США)
4,72
3,81
23,9
2,30
2,74
(16,3)

Добыча углеводородов Группой с учетом доли в зависимых компаниях (тыс. барр. н. э.)
409373
401730
1,9
204182
201467
1,3

Добыча нефти Группой с учетом доли в зависимых компаниях (тыс. т)
48140
48633
(1,0)
24085
24506
(1,7)

Добыча товарного газа Группой с учетом доли в зависимых компаниях (млн куб. м)
9242
7356
25,6
4521
3546
27,5

Производство нефтепродуктов Группой ьс учетом доли в зависимых компаниях (тыс. т)
31097
28768
8,1
116394
15190
7,9

В первом полугодии 2010 г. чистая прибыль Группы составила 4 002 млн долл. США, что на 773 млн долл. США, или на 23,9%, больше, чем за аналогичный период 2009 г. В то же время чистая прибыль за второй квартал 2010 г. составила 1 949 млн долл. США, что на 375 млн долл. США, или на 16,1%, ниже, чем за второй квартал 2009 г. Положительная динамика чистой прибыли в основном объясняется резким ростом цен на углеводороды в первом полугодии 2010 г. по сравнению с первым полугодием 2009 г. Однако на наши результаты оказали негативное влияние рост налоговой нагрузки, укрепление рубля к доллару США и рост транспортных расходов. Наиболее существенно указанные негативные факторы повлияли на наши результаты второго квартала 2010 г., когда наша прибыль уменьшилась по сравнению с аналогичным периодом 2009 г.
Цены на нефть и нефтепродукты на внутреннем рынке.
Практически вся нефть добывается в России такими же вертикально интегрированными ькомпаниями, как наша. Это приводит к тому, что бoльшая часть операций проводится между компаниями, входящими в состав той или иной вертикально интегрированной группы. В брезультате понятие сопоставимой цены на нефть на внутреннем рынке отсутствует. Цена на нефть, которая не перерабатывается и не экспортируется ни одной из вертикально интегрированных компаний, определяется, как правило, от операции к операции с учётом мировых цен на нефть, но при этом без прямой привязки или взаимосвязи. В любой момент могут наблюдаться значительные расхождения между регионами по ценам на нефть одного и того же качества в результате влияния экономических условий и конкуренции. Цены на нефтепродукты на внутреннем рынке в определённой степени зависят от мировых цен на нефть, но при этом на них также оказывают прямое влияние конкуренция и спрос на местном уровне.
В таблице ниже приведены средние оптовые цены реализации нефтепродуктов в России в соответствующих периодах 2010 и 2009 гг.

1-ое полугодие
Изменение, %
2-й квартал
Изменение, %

2010
2009

2010
2009

(в долл. США за метрическую тонну, за исключением данных в процентах)

Мазут топочный
223,60
131,34
70,2
239,12
152,14
57,2

Дизельное топливо
546,91
430,65
27,0
530,54
427,26
24,2

Бензин (Аи-92)
692,65
459,59
50,7
720,62
528,76
36,3

Бензин (Аи-95)
710,26
512,77
38,5
736,97
554,63
32,9

Сравнение результатов деятельности Компании за шесть месяцев,
закончившихся 30 июня 2010 и 2009 гг.

1-ое полугодие

2010
2009

(млн долл. США)

Выручка

Выручка от реализации (включая акцизы и экспортные пошлины)
49 755
34 861

Затраты и прочие расходы

Операционные расходы
(3 802)
(3 108)

Стоимость приобретённых нефти, газа и продуктов их переработки
(20 275)
(13 272)

Транспортные расходы
(2 780)
(2 356)

Коммерческие, общехозяйственные и административные расходы
(1 655)
(1 520)

Износ и амортизация
(2 060)
(2 003)

Налоги (кроме налога на прибыль)
(4 349)
(2 593)

Акцизы и экспортные пошлины.
(9 340)
(5 407)

Затраты на геолого-разведочные работы
(146)
(69)

Чистая прибыль от выбытия и снижения стоимости активов
10
12

Прибыль от основной деятельности
5 358
4 545

Расходы по процентам
(373)
(334)

Доходы по процентам и дивидендам
98
65

Доля в прибыли компаний, учитываемых по методу долевого участия
236
182

Убыток по курсовым разницам
(42)
(124)

Прочие внеоперационные (расходы) доходы
(75)
61

Прибыль до налога на прибыль
5 202
4 395

Текущий налог на прибыль
(1 140)
(837)

Отложенный налог на прибыль
44
(196)

Итого налог на прибыль
(1 096)
(1 033)

Чистая прибыль
4 106
3 362

Минус чистая прибыль, относящаяся к неконтролируемой доле в дочерних компаниях
(104)
(133)

Чистая прибыль, относящаяся к ОАО «ЛУКОЙЛ»
4 002
3 229

Базовая и разводненная прибыль на одну обыкновенную акцию, относящаяся к ОАО «ЛУКОЙЛ» (в долларах США)
4,72
3,81

В первом полугодии 2010 г. наша выручка от реализации увеличилась на 14 894 млн долл. США, или на 42,7%, по сравнению с первым полугодием 2009 г. По сравнению с первым полугодием 2009 г. операционные расходы увеличились на 694 млн долл. США, или на 22,3%, что в основном объясняется общим увеличением операционных расходов в России, вызванным реальным укреплением рубля к доллару США на 17,2%, ростом расходов на добычу углеводородов, транспортировку нефти до НПЗ и её переработку, а также ростом затрат предприятий энергетики. Стоимость приобретённых нефти, газа и продуктов их переработки выросла в первом полугодии 2010 г. на 7 003 млн долл. США, или на 52,8%, по сравнению с первым полугодием 2009 г. в результате увеличения цен на нефть и нефтепродукты и роста объёмов закупок нефтепродуктов. Транспортные расходы в первом полугодии 2010 г. увеличились на 424 млн долл. США, или на 18,0%, по сравнению с первым полугодием 2009 г. Это увеличение было связано с ростом рублёвых тарифов на трубопроводный и железнодорожный транспорт в России и усилено укреплением рубля. В состав коммерческих, общехозяйственных и административных расходов входят общехозяйственные расходы, расходы по выплате заработной платы (за исключением затрат на выплату заработной платы работникам добывающих и перерабатывающих предприятий), расходы по страхованию (кроме страхования имущества добывающих и перерабатывающих предприятий), на содержание и обслуживание объектов социальной инфраструктуры, расходы, связанные с созданием резерва по сомнительным долгам, а также прочие расходы. В состав статьи «Износ и амортизация» входят износ нефтегазодобывающих активов, прочих активов производственного и непроизводственного назначения, амортизация нематериальных активов. По сравнению с первым полугодием 2009 г. расходы Компании, связанные с износом и амортизацией, увеличились на 57 млн долл. США, или на 2,8%. В первом полугодии 2010 г. общая сумма затрат на геолого-разведочные работы увеличилась на 77 млн долл. США, или на 111,6%, по сравнению с первым полугодием 2009 г. Затраты по списанию сухих скважин выросли на 71 млн долл. США, составив 94 млн долл. США. В течение первого полугодия 2010 г. расходы по процентам выросли до 373 млн долл. США, что на
11,7% больше, чем в первом полугодии 2009 г. Этот рост в основном объясняется эффектом от дисконтирования задолженности по НДС к возмещению нашего НПЗ на Украине, что было связанос реструктуризацией этой задолженности. Налоги (кроме налога на прибыль) выросли в первом полугодии 2010 г. на 67,7%, или на 1 756 млн долл. США, по сравнению с первым полугодием 2009 г. в основном в результате увеличения расходов по налогу на добычу полезных ископаемых в России, что объясняется ростом мировых цен на нефть. Эффекты от применения нулевой ставки для расчёта налога на добычу нефти в
Тимано-Печоре и применения пониженной ставки налога на добычу на месторождениях с высокой степенью выработанности привели к снижению расходов по налогам в первом полугодии 2010 г. примерно на 679 млн долл. США, по сравнению с примерно 600 млн долл. США за аналогичный период 2009 г.

Глава 3. НК « Роснефть». Общая характеристика

«Роснефть» – лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегических предприятий России. Ее основным акционером (75,16% акций) является ОАО «РОСНЕФТЕГАЗ», на 100% принадлежащее государству. В свободном обращении находится около 15% акций Компании.
3.1 Корпоративное управление

Роснефть строго придерживается международных стандартов корпоративного управления, раскрытия информации, а также финансовой отчетности. С 2006 г. треть мест в Совете директоров занимают независимые директора. Компания следует политике высокой социальной ответственности не только перед своими сотрудниками, членами их семей и жителями регионов, в которых она осуществляет свою деятельность, но и перед обществом в целом.
Члены Совета директоров ОАО «НК «Роснефть» избираются общим собранием акционеров на срок до следующего годового общего собрания акционеров.
«Порядок выдвижения акционерами ОАО «НК «Роснефть» кандидатов в Совет директоров установлен ст. 53 Федерального закона «Об акционерных обществах» и п. 9.6. Устава ОАО «НК «Роснефть»
Совет директоров избирается в составе 9 членов. В Совете директоров обеспечено оптимальное соотношение исполнительных, неисполнительных и независимых членов (3 члена Совета директоров являются независимыми).
Руководство текущей деятельностью ОАО «НК «Роснефть» осуществляется единоличным исполнительным органом (Президентом) и коллегиальным исполнительным органом (Правлением). Исполнительные органы подотчетны Совету директоров и общему собранию акционеров.
3.2 Производство
Уже не первый год «Роснефть» является флагманом нефтяной отрасли России, демонстрируя уверенные темпы роста добычи на фоне общеотраслевых тенденций. В 2009 г. среднесуточная добыча нефти и газового конденсата Компанией выросла на 2,9%, до 2 182 тыс. барр./сут. По итогам года было добыто 108,9 млн т (796,4 млн барр.) нефти и газового конденсата. «Роснефть» также является одним из крупнейших независимых производителей газа в России добыча Компанией в 2009 г. составила 12,7 млрд куб. м газа.
«Роснефть» работает практически во всех нефтегазоносных регионах России в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и Северном Кавказе, в Тимано-Печоре и Поволжье, на шельфах Черного, Азовского и Каспийского морей, а также на шельфе Камчатки.
«Роснефть» обладает уникальной по своему масштабу ресурсной базой. По состоянию на конец 2009 г. доказанные запасы углеводородов Компании по классификации PRMS составляли 22,9 млрд барр. н. э. Это один из лучших показателей среди публичных нефтяных компаний мира. При этом по запасам жидких углеводородов «Роснефть» является безусловным лидером.
Активное участие в геологоразведочных проектах обеспечивает НК «Роснефть» доступ к значительным перспективным ресурсам, которые являются основой долгосрочного развития Компании. Согласно средней оценке DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на конец 2009 г. совокупные перспективные извлекаемые ресурсы проектов с участием НК «Роснефть» составляли более 47 млрд барр. н. э.
В отличие от многих своих конкурентов «Роснефть» располагает диверсифицированными и высококачественными нефтегазовыми активами. Благодаря такому преимуществу Компания способна обеспечивать быстрый, недорогой и устойчивый рост добычи как в краткосрочной и среднесрочной, так и долгосрочной перспективе.
Геологоразведка.
«Роснефть» уделяет особое внимание проведению оптимального объема поисково-разведочных работ и повышению их эффективности с целью восполнения добычи углеводородов промышленными запасами и обеспечения стабильного роста добычи в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
Компания осуществляет геологоразведочные работы в России и за рубежом самостоятельно и в рамках совместных проектов с российскими и зарубежными партнерами.
Приоритетными регионами для НК «Роснефть» с точки зрения наращивания ресурсного потенциала являются Дальний Восток, Восточная Сибирь и шельфы южных морей – Каспийского, Черного и Азовского. Кроме того, Компания проводит геологоразведочные работы в традиционных регионах деятельности в Западной Сибири, Поволжье, Тимано-Печоре и на юге европейской части России. «Роснефть» также участвует в перспективных геологоразведочных проектах в Алжире и Казахстане.
Активное участие в геологоразведочных проектах обеспечивает НК «Роснефть» доступ к значительным перспективным ресурсам, которые являются основой долгосрочного развития Компании. Согласно средней оценке DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на конец 2009 г. совокупные перспективные ресурсы проектов с участием НК «Роснефть» составляли 6,5 млрд т н. э. (более 47 млрд барр. н. э.).
В 2009 г. в рамках проектов с участием Компании были выполнены значительные объемы поисково-разведочного бурения и сейсмических исследований в соответствии с условиями лицензионных соглашений. Так, проходка в разведочном бурении составила 61,4 тыс. м, объем сейсморазведочных работ 2D – 6 641 погонный км, сейсморазведочных работ 3D – 3 234 кв. км. Снижение объемов разведочных работ в 2009 г. по сравнению с 2008 г. связано с особенностями графиков проведения работ, зафиксированных в лицензионных соглашениях, а также с оптимизацией расходов. Строительством были закончены 29 поисковых и разведочных скважин. В результате поискового и разведочного бурения Компанией было открыто 5 месторождений и 9 новых залежей на ранее открытых месторождениях.
За счет выполненных геологоразведочных работ, а также эксплуатационного бурения был получен прирост запасов категорий ABC1 по российской классификации в размере 143,8 млн т (1,05 млрд барр.) нефти и газового конденсата и 13,0 млрд куб. м газа (с учетом долей участия НК «Роснефть» в проектах – 140,2 млн т (1,03 млрд барр.) и 13,0 млрд куб. м соответственно). Основной прирост запасов обеспечили месторождения Западной и Восточной Сибири.
Высокие результаты геологоразведочных работ были достигнуты за счет оптимального сочетания необходимых объемов сейсмических исследований 2D и 3D, профессиональной обработки и интерпретации сейсмических данных, грамотного размещения разведочных скважин. Благодаря высокой интенсивности геологоразведочных работ и применению современных технологий «Роснефть» успешно восполняет свои доказанные запасы по итогам 2009 г. коэффициент замещения доказанных запасов углеводородов составил 163%.

Геологоразведочные работы в рамках проектов с участием НК «Роснефть»

2007
2008
2009

Поисково-разведочное бурение, тыс. м
78,9
63,5
61,4

Количество разведочных скважин
43
34
29

2D сейсморазведка, пог. км
6 963
7 714
6 641

3D сейсморазведка, кв. км
6 807
4 549
3 234

Запасы и ресурсы.
В 2009 г. «Роснефть» подтвердила свой статус крупнейшей публичной нефтяной компании мира по объему запасов жидких углеводородов. Компания стремится эффективно восполнять и наращивать свою ресурсную базу с целью обеспечения стабильного роста добычи в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
Согласно аудиту компании DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31 декабря 2009 г. доказанные запасы нефти НК «Роснефть» по классификации PRMS составляли 2 483 млн т (18 058 млн барр.), газа — 816 млрд куб. м. Благодаря значительному объему и высокой эффективности геологоразведочных работ доказанные запасы углеводородов Компании увеличились в 2009 г. до 3 139 млн т н. э. (22 858 млн барр. н. э.). Коэффициент замещения доказанных запасов углеводородов составил по итогам года 163%, в том числе 146% по запасам нефти.
Запасы Компании расположены как в традиционных регионах нефтегазодобычи (юг европейской части России, Западная Сибирь, Центральная Россия), так и в новых перспективных регионах (Восточная Сибирь, Дальний Восток, Тимано-Печора). Около 76% всех доказанных запасов нефти Компании сосредоточено в Западной Сибири, в основном в Ханты-Мансийском автономном округе. Еще около 10% запасов нефти находится в Восточной Сибири. В Западной Сибири также находится порядка 80% доказанных запасов газа Компании, которые расположены главным образом в Ямало-Ненецком автономном округе. Большая часть запасов углеводородов НК «Роснефть» относится к категории традиционных. По итогам 2009 г. обеспеченность Компании запасами углеводородов составила 26 лет, в том числе по нефти – 23 года, по газу – 66 лет.
Компания также располагает существенным объемом вероятных и возможных запасов, которые служат надежной базой для дальнейшего роста доказанных запасов. Так, по итогам 2009 г. вероятные запасы Роснефти по классификации PRMS составили 1 516 млн т (11 013 млн барр.) нефти и 518 млрд куб. м газа, а возможные запасы — 1 149 млн т (8 420 млн барр.) нефти и 450 млрд куб. м газа.
«Роснефть» также проводит аудит запасов по классификации SEC (на условиях оценки до конца срока рентабельной разработки месторождений). Согласно аудиту DeGolyer & MacNaughton, на 31 декабря 2009 г. доказанные запасы Компании по классификации SEC составили 1 915 млн т (13 931 млн барр.) нефти и 207 млрд куб. м газа.
«Роснефть» активно участвует в различных геологоразведочных проектах в России и за рубежом, которые являются основой для восполнения и наращивания запасов с целью обеспечения стабильного долгосрочного роста добычи. Компания проводит регулярную оценку перспективных ресурсов по данным проектам. Согласно отчету компании DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31 декабря 2009 г., средняя оценка суммарных перспективных ресурсов по геологоразведочным проектам с участием Роснефти составила 6,5 млрд т (более 47 млрд барр.) нефти.
Запасы и ресурсы углеводородов Роснефти по оценке компании DeGolyer & MacNaughton (по классификации PRMS) по состоянию на 31 декабря.

2007г
2008г
2009г

Доказанные запасы углеводородов, млн барр. н. э.
21 699
22 307
22 858

Доказанные запасы нефти и конденсата, млн барр.
17 513
17 694
18 058

Доказанные запасы газа, млрд куб. м
711
784
816

Вероятные запасы углеводородов, млн барр. н. э.
13 212
14 003
14 065

Вероятные запасы нефти и конденсата, млн барр.
10 446
10 854
11 013

Вероятные запасы газа, млрд куб. м
470
535
518

Возможные запасы углеводородов, млн барр. н. э.
13 977
12 645
11 069

Возможные запасы нефти и конденсата, млн барр.
10 232
9 675
8 420

Возможные запасы газа, млрд куб. м
638
505
450

Суммарные перспективные ресурсы углеводородов (наилучшая оценка в 2006-2007 гг., средняя оценка в 2008 г.), млн барр. н. э.
75 541
52 750
47 356

Суммарные перспективные ресурсы нефти и конденсата, млн барр.
47 401
37 095
37 443

Суммарные перспективные ресурсы газа, млрд куб. м
4 781
2 660
1 684

Классификация SEC (на условиях оценки до конца срока рентабельной разработки месторождений)Доказанные запасы углеводорода, млн барр. н. э.

Доказанные запасы углеводорода, млн барр. н. э.
14 495
14 448
15 146

Доказанные запасы нефти и конденсата, млн барр.
13 365
13 275
13 931

Доказанные запасы газа, млрд куб. м
192
199
207

Оперативные данные по добыче.
В структуру НК «Роснефть» входят двенадцать полностью консолидируемых дочерних обществ, специализирующихся на добыче и разработке месторождений Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре, Центральной России, южной части Европейской России и на Дальнем Востоке. Компания также владеет 20%-ной долей в СРП по проекту «Сахалин-1», который консолидируется на пропорциональной основе. Кроме того «Роснефть» участвует в пяти добывающих совместных предприятиях, которые учитываются по методу участия в капитале.
Крупнейшие и наиболее значимые предприятия Компании (Юганскнефтегаз и Пурнефтегаз в Западной Сибири, а также Самаранефтегаз в Центральной России) в совокупности обеспечили большую часть добычи нефти Компанией (79% в 2009 г.).
В 2009 г. «Роснефть» подтвердила статус лидера по добыче нефти в России. По итогам года Компания добыла 108,9 млн т (2,18 млн барр./сут.) нефти и газового конденсата (по международным стандартам), что на 2,6% выше аналогичного показателя предыдущего года. Рост был обеспечен прежде всего вводом в эксплуатацию Ванкорского месторождения, а также активной разработкой месторождений «Юганскнефтегаза» и «Самаранефтегаза».
«Роснефть» является одним из крупнейших независимых производителей газа в Российской Федерации. В 2009 г. Компания добыла 12,7 млрд куб. м природного и попутного газа, что на 2,4% превышает уровень 2008 г.
В 2009 г. усилия Компании были сконцентрированы на контроле над расходами, повышении операционной эффективности действующих активов и вовлечении в эксплуатацию имеющихся запасов углеводородов. Производственные и операционные расходы сегмента «Геологоразведка и добыча» снизились на 545 млн долл. по сравнению с 2008 г. При этом удельные операционные расходы на добычу составили 2,57 долл. на барр. и 2,34 долл. на барр. н. э. по сравнению с 3,41 долл. на барр. и 3,11 долл. на барр. н. э. в 2008 г. Снижение удельных операционных расходов произошло вследствие номинального обесценения рубля по отношению к доллару на 21,6% год к году, а также благодаря предпринятым мерам по снижению затрат.
В 2009 г. объем эксплуатационного бурения по консолидируемым обществам НК «Роснефть» (кроме проекта Сахалин-1) составил 2 278 тыс. м. В добычу из эксплуатационного бурения было введено 733 нефтяных и 3 газовых скважины. Добыча по новым скважинам составила 10,6 млн т (77,3 млн барр.) нефти и газового конденсата и 0,5 млрд куб. м газа. По состоянию на конец 2009 г. действующий фонд нефтяных и газоконденсатных скважин консолидируемых обществ НК «Роснефть» насчитывал 17,58 тыс. скважин. Сокращение действующего фонда добывающих скважин по сравнению с концом 2008 г. связано с проведением комплекса мероприятий по оптимизации фонда, в том числе по закрытию низкодебитных и высокообводненных скважин.
Средний дебит новых добывающих скважин консолидируемых обществ Компании составил 89,1 т/сут (652 барр./сут). Средний дебит по всему фонду добывающих скважин составил 15,5 т/сут (114 барр./сут), что на 8% выше аналогичного показателя предыдущего года.
В 2009 г. затраты консолидируемых обществ НК «Роснефть» на разработку запасов составили 5 422 млн долл., что на 15% меньше по сравнению с предыдущим годом. Снижение в основном связано с номинальным обесценением рубля по отношению к доллару. Основная часть затрат связана с разработкой Ванкорского месторождения.
Основные показатели

2007
2008
2009

Добыча нефти (с учетом доли в добыче зависимых обществ)

тыс. т
101 157
106 125
108 873

млн барр.
739,97
776,30
794,40

Добыча газа (с учетом доли в добыче зависимых обществ), млн куб. м
15 705
12 377
12 682

Количество действующих скважин (по консолидируемым обществам), ед
18 969
18 487
17 576

Средний дебит добывающих нефтяных скважин (по консолидируемым обществам), барр./сут
104
105
114

Средний дебит новых добывающих нефтяных скважин (по консолидируемым обществам), барр./сут
727
635
652

Объем эксплуатационного бурения (по консолидируемым обществам), тыс. м
2 056
2 103
2 278

Количество вводимых новых добывающих нефтяных скважин (по консолидируемым обществам), ед
621
618
733

Удельные операционные расходы на добычу (по консолидируемым обществам), долл./барр. добытой нефти
3,48
3,41
2,57

Газовая стратегия.
«Роснефть» является одним из крупнейших в России независимых производителей газа. Доля газа в суммарной добыче углеводородов Компании составляет в настоящее время около 10%. При этом с каждым годом газовый сектор приобретает все большее значение для Компании. Это обусловлено наличием у НК «Роснефть» значительных неразрабатываемых запасов газа, а также постоянным ростом рентабельности данного сектора на фоне растущих цен на газ. Потенциал «Роснефти» по добыче газа превышает 55 млрд куб. м в год. Рост добычи газа Компании ограничен доступом к транспортной системе компании «Газпром» и способностью Газпрома обеспечить приобретение газа на внутреннем рынке («Роснефть» не может экспортировать природный газ, поскольку Газпрому принадлежит монопольное право на экспорт, а емкость внутреннего рынка ограничена) – в настоящее время ведутся переговоры с Газпромом по данным вопросам.
По состоянию на конец 2009 г. доказанные запасы газа Компании (по классификации PRMS) составляли 816 млрд куб. м, причем разрабатывалось менее четверти этих запасов. Порядка 70% доказанных запасов газа Компании находится в Ямало-Ненецком автономном округе (Западная Сибирь), главным образом в Ямало-Ненецком автономном округе, причем 46% приходится на Харампурское месторождение.
Газовая стратегия НК «Роснефть» охватывает как континентальные, так и шельфовые месторождения газа. Центральным проектом стратегии является разработка крупного Харампурского месторождения. Газ, добываемый в рамках данного и прочих континентальных проектов, планируется реализовывать Газпрому и местным потребителям. Сахалин-1 на Дальнем Востоке — основной шельфовый газовый проект Компании. В рамках данного проекта с конца 2005 г. ведется коммерческая добыча газа. Перспективными шельфовыми газовыми проектами являются Сахалин-3 и Сахалин-5.
Одним из приоритетных направлений газовой стратегии Компании является повышение уровня использования попутного нефтяного газа. По итогам 2009 г. уровень использования составил 65,3% % по сравнению с 61,1% в 2008 г. В 2009 г. продолжалась активная реализация соответствующей программы. Так, вышла на проектную мощность первая газокомпрессорная станция Приобского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе, что позволило увеличить объем полезного использования попутного газа на 700 млн куб. м в год. В конце 2009 г. завершился этап общестроительных работ на первой очереди Приобской газотурбинной электростанции, начались пусконаладочные работы. Проектная мощность станции составляет 300 МВт, она будет потреблять свыше 500 млн куб. м газа в год.
В декабре 2009 г. завершен также комплекс строительных работ на Тарасовской газопоршневой электростанции в Западной Сибири. Проектная мощность станции составляет 54 МВт, она будет потреблять около 80 млн куб. м газа в год.
Программа по повышению уровня использования попутного нефтяного газа предполагает также использование механизмов Киотского протокола. В 2009 г. в рамках соглашений по продаже единиц сокращения выбросов, заключенных Компанией в 2008 г. со Всемирным банком и компанией «Карбон Трейд энд Файнэнс Сикар С. А.» (совместное предприятие Dresdner Bank и ОАО «Газпромбанк»), продолжались работы по созданию инфраструктуры для утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Харампурской группы и Комсомольском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Кроме того, в 2009 г. проведена верификация (подтверждение) объемов сокращения выбросов, полученных по Хасырейскому месторождению в Ненецком автономном округе. Реализация соглашений позволит частично компенсировать инвестиции, направляемые на реализацию программ повышения эффективности использования попутного газа на указанных месторождениях.
В 2009 г. добыча природного и попутного газа составила 12,68 млрд куб. м, что на 2,4% превышает уровень 2008 г.
Основные показатели газового сектора НК «Роснефть»

2007
2008
2009

Запасы газа (PRMS), млрд куб. м

Доказанные
711,2
783,8
815,5

в том числе разрабатываемые
168,6
170,6
172,0

Вероятные
469,9
535,0
518,5

Возможные
638,0
504,5
450,0

Добыча газа, млрд куб. м
15,71
12,38
12,68

Наука и инновации.
Корпоративный научно-проектный комплекс (КНПК) включает в себя Корпоративный научно-технический центр (КНТЦ) и 10 региональных научно-исследовательских и проектных институтов (КНИПИ), из которых 7 институтов относятся к блоку разведки и добычи, 3 – к блоку переработки и сбыта. Таким образом, КНПК осуществляет научно-методическое сопровождение всей производственной цепочки Компании.
Управление инновационной деятельностью осуществляется с помощью системы целевых инновационных проектов.
Разведка.
Целевые инновационные проекты в области геологоразведки направлены на снижение геологических рисков и повышение точности определения перспективных структур.
В 2009 г. специалистами КНПК были выполнены методические разработки по оценке рисков геолого-разведочных проектов, вероятностной оценке ресурсов и по приоритетным направлениям лицензирования на суше РФ с целью открытия крупных месторождений углеводородов. Велись исследования, апробация и внедрение в практику новых технологий моделирования месторождений.
Также продолжались исследования по созданию современных региональных геологических моделей осадочных бассейнов на шельфе морей РФ, оценке их ресурсного потенциала, ранжированию перспективных участков и объектов, по анализу геологических рисков, подготовке рекомендаций к программам лицензирования и геолого-разведочных работ на основе новейших технико-методологических подходов.
Помимо этого, в 2009 г. на основе комплексного анализа критериев нефтегазоносности с использованием современных технологий прогнозирования были даны рекомендации по лицензированию перспективных участков для наращивания ресурсной базы Компании в Восточной Сибири, Алжире, азербайджанском секторе акватории Каспийского моря, в Ираке, на шельфе Абхазии. Подготовлены предложения по геолого-разведочным работам на шельфе Каспийского моря и в Казахстане. В результате проведенных работ приобретены активы в Ненецком автономном округе, в Самарской области и на Сахалине, в Абхазском секторе акватории Черного моря.
В рамках целевых инновационных проектов разработан атлас сейсмостратиграфических особенностей волновой картины Дальнего Востока, шельфа Охотского моря и северных морей России. Кроме того, начаты работы по созданию цифровой региональной геолого-геофизической основы для планирования геолого-разведочных работ в различных регионах деятельности Компании.
Разработка.
В 2009 г. продолжалась реализация проектов освоения месторождений, основанных на интегрированном подходе – построении единой модели, учитывающей все аспекты разработки (пласт, скважины, поверхностное обустройство, экономические расчеты). По важнейшим месторождениям Компании выполнен 31 интегрированный проект (в 2008 г. – 10 проектов, в 2007 г. – 5).
В рамках целевых инновационных проектов
разработан алгоритм и создан рабочий инструмент для расчета добычи и целевого коэффициента извлечения нефти в неоднородных и расчлененных пластах;
создана и апробирована методика использования данных нормальной эксплуатации при оценке пластового давления;
разработан шаблон применения систем разработки при заводнении для проведения экспресс-оценок при стратегическом планировании систем заводнения с учетом особенностей систем заканчивания скважин;
разработан шаблон применения технологий и алгоритмов расчета вариантов разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием наиболее эффективных технологий;
проведена оптимизация схем разработки низкопроницаемых пластов Приобского, Мало-Балыкского, Угутского и Средне-Угутского месторождений с максимальным использованием потенциала гидравлического разрыва пласта. Выбор оптимальной сетки скважин осуществляется с использованием последних разработок в области сопряженного геомеханического и гидродинамического моделирования (University of Calgary, Канада);
достигнуто повышение эффективности большеобъемных кислотных обработок за счет внедрения комплексного подхода к контролю качества реагентов и использования новых отклонителей.
В 2009 г. для повышения эффективности бурения и заканчивания скважин при их строительстве и реконструкции проведены испытания и внедрение новой техники и технологий (12 технологий на 448 скважинах).
В 2009 г. Компания запустила в эксплуатацию Ванкорское месторождение, уникальность которого заключается не только в размерах его запасов, но и в примененных при его проектировании и строительстве инновационных и технологических решениях. В частности, таких, как
Строительство скважин с большими отходами от вертикали и сложными траекториями (с использованием современных отечественных буровых установок БУ 4500/270ЭКБМ грузоподъемностью 270 т).
Применение горизонтальных скважин, что по сравнению с применением вертикальных скважин позволило увеличить коэффициент продуктивности скважин в среднем в 3,2 раза, снизить обводненность продукции в 2,7 раза.
Использование роторных управляемых систем, позволяющих бурить скважины в заданном направлении. Это повысило эффективность буровых работ в 2,5 раза по сравнению с применением стандартных компоновок низа бурильной колонны для наклонно направленного бурения. Роторно управляемые системы бурения скважин обеспечили максимальное увеличение отхода траекторий от вертикали до 2 700 м, что позволило уменьшить число кустовых оснований и капитальные вложения.
Геологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин в реальном времени (геонавигация) с проведением геофизических исследований скважин непосредственно во время бурения.
Управление притоком в горизонтальных скважинах установка в горизонтальные стволы специальных устройств контроля притока ICD для снижения доли воды и газа в продукции скважины.
Внедрение комплексной системы управления добычей TPMSYS™, которая проводит оперативный мониторинг показателей скважин и расчеты необходимых параметров, что позволяет оптимизировать работу любой скважины.
3D-проектирование объектов обустройства.
Использование технологических модулей высокой степени готовности (прошедших испытания на заводах-изготовителях) при строительстве объектов обустройства, что позволило сократить строительно-монтажные работы на самом месторождении на 67%.
Технология термостабилизации грунта.
Добыча.
В 2009 г. в рамках целевых инновационных проектов с целью повышения эффективности процессов добычи
разработаны шаблон применения технологий механизированной добычи нефти и методические указания по его использованию;
разработана система поддержки принятия решений для увеличения энергоэффективности процесса добычи на базе программного комплекса «Rosneft — WellView»;
разработана и апробирована программа по дизайну ремонтно-изоляционных работ с использованием математического моделирования;
доработана, реализована и апробирована методика расчета параметров и выбора технологии предупреждения солеотложения;
разработан симулятор для проектирования дизайна большеобъемных кислотных обработок карбонатных коллекторов.
В 2009 г. продолжилось внедрение комплексной системы управления добычей Total Production Management System (TPMSYS™), позволяющей специалистам Компании оптимизировать работу любой скважины на основе геофизических данных и полной информации о ее конструкции, текущих параметрах работы и используемом оборудовании. Введен в промышленную эксплуатацию программный комплекс мониторинга и оптимизации режимов работы механизированных скважин и погружного оборудования «РН-Wellview». Инженерное сопровождение сложных геолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось более чем на 960 скважинах. Суммарный годовой эффект от применения инженерных методик комплекса TPMSYS™ эквивалентен увеличению добычи нефти в целом по Компании на 4,3 млн т (11,8 тыс. т/сут).
В отчетном году в дочерних обществах Компании были проведены успешные испытания новой техники. Так, например, в ОАО «Самаранефтегаз» с целью интенсификации притока вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществлялось глубоко проникающими перфораторами ПКТ-89 КЛ и ПКТ-73 КЛ на депрессии; на 20 скважино-операциях было отработано применение технологии проведения гидроразыва пласта (ГРП) на скважинах с зарезкой боковых стволов (ЗБС) без воздействия на материнскую колонну. В отчетном году в ОАО «Самаранефтегаз» на трех объектах было применено оборудование STOPL с полевыми разборными рукавами для проведения ремонтных работ без остановки перекачки транспортируемого продукта.
В рамках развития технологической информационной системы блока «Добыча» в 2009 г. в ЗАО «Ванкорнефть» внедрены модули, обеспечивающие мониторинг эксплуатационного фонда нефтяных и нагнетательных скважин, текущего и капитального ремонта скважин, работы технологических объектов (УПСВ-Юг, НПС-1,2, КНПС и пр.) в режиме реального времени. Ведется дальнейшая модернизация и развитие технологических информационных систем, таких, как «ЦДС», «РН-Добыча. Техрежим скважин», «ТИС-Добыча». Идет внедрение современной системы телемеханики «КИУС».
3.3 Основные финансовые показатели
В 2008г. чистая прибыль НК «Роснефть» составила рекордные 11,1 млрд долл.; чистый долг сократился на 5,0 млрд долл.

12мес. 2008г.
12мес. 2007г.
Изменение (%)

Выручка от реализации, млн долл.
68 991
49 216
+40,2%

EBITDA, млн долл.
17 108
14 459
+18,3%

Чистая прибыль, млн долл.
11 120
6 483
+71,5%

Среднесуточная добыча нефти, тыс. баррелей в сутки
2 121
2 027
+4,6%

За 12 месяцев 2008г. прибыль до уплаты процентов, налога на прибыль и амортизации (EBITDA) составила рекордные 17 108 млн долл., что на 18,3% больше, чем в 2007г. Показатель EBITDA за IV кв. 2008г. составил 32 млн долл. по сравнению с 5 084 млн долл. в IV кв. 2007г.
Чистая прибыль за 2008г. составила рекордные 11 120 млн долл., увеличившись на 71,5% по сравнению с 6 483 млн долл. в 2007г. В IV кв. 2008г. чистая прибыль составила 775 млн долл. (в IV кв. 2007г. – 2 179 млн долл.).
В 2008г. Компания сократила чистый долг на 4 992 млн долл. до 21 283 млн долл. При этом отношение чистого долга к показателю EBITDA (за предшествующие 12 мес.) снизилось с 1,8 до 1,2, а отношение чистого долга к капиталу снизилось до 35%. В целом за 12 мес. было выплачено и рефинансировано свыше 16 млрд долл. задолженности, включая погашение последнего транша по бридж-кредиту на общую сумму 22 млрд долл., привлеченному в начале 2007г. В настоящее время размер задолженности Компании к погашению в течение 2009г. составляет порядка 7 млрд долл. (по обменному курсу 35 руб./долл., с учетом нового синдицированного банковского кредита в размере 1 350 млн долл., соглашение о привлечении которого было подписано в январе 2009г.), что составляет менее половины общего объема рефинансирования за 2008г.
Улучшение основных финансовых показателей в 2008г. связано с сохранением лидирующих темпов роста среднесуточной добычи нефти, усилением контроля над расходами, повышением маржи в сегменте переработки и сбыта, а также рекордно высоким уровнем цен на нефть и нефтепродукты в первой половине года. Рост финансовых результатов сдерживался, прежде всего, увеличением налоговой нагрузки (суммарные налоговые расходы в 2008г. достигли исторического максимума в 38,7 млрд долл. по сравнению с 26,7 млрд долл. в 2007г.), ростом транспортных тарифов (на 8 – 31%), реальным укреплением рубля к доллару, наблюдавшимся до III кв. 2008г., а также резким падением цен на нефть и нефтепродукты во второй половине года.
В 2008г., несмотря на достаточно высокие темпы инфляции, Компании удалось снизить производственные и операционные расходы на добычу до 3,41 долл./барр. с 3,48 долл./барр. в 2007г.
Капитальные затраты Компании за 12 мес. 2008г. составили 8 732 млн долл., увеличившись на 28,8% по сравнению с 2007г. (включая чистое увеличение стоимости материалов в размере 578 млн долл.). Рост связан, в основном, с расширением масштабов деятельности на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз», а также на Ванкорском месторождении. Относительно аналогичного периода 2007г. в IV кв. 2008г. капитальные затраты возросли на 2,9% – до 2 307 млн долл.
В 2008г. НК «Роснефть» сохранила мировое лидерство по темпам роста добычи нефти. Так, среднесуточная добыча (включая добычу дочерними обществами и долю в добыче зависимых обществ) увеличилась на 4,6% до 2 121 тыс. барр./сут по сравнению c 2 027 тыс. барр./сут в 2007г.; при этом органический рост составил 3,3%. Снижение добычи в IV кв. 2008г. относительно аналогичного периода предыдущего года связано с продажей 50-процентной доли в компании «Томскнефть» в конце 2007г. Без учета добычи «Томскнефти», в IV кв. 2008г. объемы добычи Компании увеличились на 0,4% по сравнению с IV кв. 2007г.
В 2008г. выпуск нефтепродуктов составил 46,44 млн тонн, увеличившись на 21,0% по сравнению с 2007г. Столь значительный рост связан с увеличением объемов переработки на Туапсинском и Комсомольском НПЗ, а также c приобретением пяти крупных НПЗ во II кв. 2007г. В IV кв. 2008г. объем производства нефтепродуктов составил 11,46 млн т.
Объемы розничной реализации нефтепродуктов в 2008г. выросли в 1,8 раза по сравнению с 2007г. и составили 4,06 млн т. В IV кв. 2008г. через розничную сеть Компании было реализовано 0,97 млн т нефтепродуктов, что на 20% превысило показатель аналогичного периода 2007г.
В 2009г. показатель EBITDA НК «Роснефть» составил 13,6 млрд долларов США, чистый долг снизился на 2,8 млрд долларов

12мес. 2009г.
12мес. 2008г.
Изменение (%)

Выручка от реализации, млн долл.
46 826
68 991
-32,1%

EBITDA, млн долл.
13 565
17 108
-20,7%

Чистая прибыль, млн долл.
6 514
10 164
-35,9%

Среднесуточная добыча нефти, тыс. баррелей в сутки
2 182
2 121
+2,9%

За 2009г. выручка от реализации составила 46 826 млн долларов, что на 32,1% ниже аналогичного показателя 2008г. Снижение выручки связано со снижением цен на нефть и нефтепродукты. Показатель EBITDA за 2009г. составил 13 565 млн долларов, что на 20,7% ниже аналогичного показателя за 2008г. Уменьшение связано, в первую очередь, со снижением выручки от реализации из-за более низких, чем в предыдущем году, цен на нефть и нефтепродукты.дукты. Чистая прибыль за 2009г. достигла 6 514 млн долларов, что на 35,9% ниже аналогичного показателя за 2008г. Снижение прибыли частично объясняется увеличением эффективной ставки налога на прибыль с 15% в 2008г. до 24% — в 2009г. В 2009г. «Роснефть» снизила уровень чистого долга на 2 794 млн долларов, до 18 489 млн долларов, и выплатила 622 млн долларов в качестве дивидендов. Снижение чистого долга стало возможным благодаря генерации свободного денежного потока в 3,4 млрд долларов, из которых 1,2 млрд долларов были получены в IV квартале 2009г. В 2009г. «Роснефть» значительно улучшила свой кредитный портфель. Так, размер краткосрочного долга сократился на 6,2 млрд долларов, доля долгосрочного долга возросла с 42% до 67% от суммарной задолженности, а отношение чистого долга к EBITDA составило 1,36. В 2009г. среднесуточная добыча нефти составила 2 182 тыс. барр./сут., что на 2,9% превышает уровень 2008г. Основным фактором роста добычи стало Ванкорское месторождение, которое было официально введено в эксплуатацию в августе 2009г. В декабре 2009г. среднесуточная добыча на месторождении составила 205 тыс. барр./сут., а в конце января 2010г. увеличилась до 220 тыс. В 2009г. выпуск нефтепродуктов увеличился до 47,1 млн тонн, или на 1,3% по сравнению с предыдущим годом. В 2009г. удельные затраты на добычу нефти составили 2,57 долл./барр., что на 24,6% ниже по сравнению с уровнем 2008г. Несмотря на 8,8-процентную инфляцию за 2009г., снижение удельных затрат на добычу нефти в рублевом выражении составило 3,8%. Операционные расходы НПЗ Компании в IV квартале 2009г. находились на уровне 13,3 доллара на тонну, что на 6,4% меньше, чем в III квартале 2009г. Снижение связано с проведением мероприятий по сокращению затрат и увеличением внутригрупповых запасов нефтепродуктов.

Заключение

Нефтегазовая промышленность остается важнейшей отраслью в экономике современной России. Несмотря на спад объемов добычи нефти после распада СССР, на долю России приходится 12,8 процентов от мирового объема добычи нефти. После того, как в 2006 – 2008 годах, мировые цены на нефть держались на очень высоком уровне, происходит стагнация, а затем и некоторый спад объемов нефтедобычи. При этом, спад наблюдался во всем мире. В относительных величинах Россия в 2008 году вышла на первое место по добыче нефти, несмотря на то, что по сравнению с 2007 годом объем даже несколько сократился.
Более половины от всего объема нефтедобычи поступает из Западной Сибири, причем большая часть приходится на Ханты-Мансийский Автономный округ. Следом идет европейская часть России, главным образом Урал и Поволжье.
Лицензии на добычу нефти и газового конденсата в России на 1 января 2009 года имели 294 предприятия. При этом, 132 из этих предприятий входят в 10 вертикально-интегрированных структур. На долю этих структур приходится около 92 процентов добычи российской нефти.
В отчете я рассмотрела три крупных компании нефтегазовой промышленности Российской Федерации ОАО «Газпром», НК«Лукойл, НК «Роснефть». Несмотря на серьезнейшие колебания мировых цен на нефть в 2008 году,в связи с наступившим кризисом, итоги этого года были довольно удачными для российских нефтегазовых предприятий. Именно эти три компании заняли первые три места в рейтинге крупнейших по объему реализации российских компаний Эксперт-400 «Газпром», реализовавший по итогам 2008 года продукции на сумму 3518960,0 миллионов рублей и получивший чистую прибыль 742928,0 миллионов рублей, НК «Лукойл» с выручкой 2146412,4 миллиона рублей и чистой прибылью 227319,8 миллионов рублей и НК «Роснефть» (выручка — 1140203,9 миллион рублей, чистая прибыль — 276443,2 миллиона рублей).
Чистая прибыль ОАО «Газпром» в 2009 году увеличилась на 5%, у НК «Лукойл»- уменьшилась на 12,5%, у НК «Роснефть» уменьшилась на 35%. Выручки от продаж снизились у все компаний. У ОАО «Газпром» уменьшилась на 8%, у НК «Газпром» на 8%, более всех кризис повлиял на выручку от продаж у НК «Роснефть» -уменьшилась на 32%. На конец 2009 года долг у ОАО « Газпром» возрос на 35%, у НК «Лукойл» сократился на 20%,у НК «Роснефть», уменьшался на 13%.
Для всех компаний это был тяжелый год, но кризис подтолкнул компании к более активной инновационной деятельность, предусматривающей разработку перспективных планов и программ для устойчивого развития сырьевой базы и создание новых технологий для эффективной добычи природного сырья.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. http //tradefor.ru/foundations/issuer/about_issuers/gazprom/
2. http //www.gazprom.ru/
3. http //www.lukoil.ru/
4. http //www.rosneft.ru/
5. http //www.rb.ru/topstory/business/2009/06/19/170116.html
6. http //www.bfm.ru/articles/2010/08/09/rosneft-nespeshno-vernula-dolg-jukosu.html
7. http //elysium-p.livejournal.com/10251.html
8. http //www.tehnoprogress.ru/lenta/news65711.html
9. http //www.rb.ru/topstory/economics/2010/04/29/164822.html

«