Либерализация внешнеэкономической деятельности в середине 90-х годов в России предопределила динамичное развитие экспорта. Большинство предприятий и организаций в качестве приоритетного направления своей сбытовой политики выбрали концентрацию усилий на поставках продукции (услуг) на внешние рынки . Объективными предпосылками предпочтения внешнего рынка для предприятий послужили значительно более выгодные условия реализации продукции на экспорт: своевременная оплата поставок в твердой валюте, дающая возможность оперативного пополнения оборотных средств, надежность зарубежных партнеров и другие.
Трансформации рынка, заключающиеся в увеличении числа участников – сервисных компаний (выделенных и вновь образованных), росте их наукоемкости, капиталоемкости, не позволяют упрощенно говорить об «основном» бизнесе только как о добыче нефти. Основным бизнесом становится обеспечение скоординированности действия всех участников процесса нефтедобычи и учет их интересов. В деятельности сервисных компаний можно выделить два основных аспекта: во-первых, управление собственно предметом деятельности, т.е. научным и/или производственным процессом; во-вторых, выстраивание взаимоотношений с заказчиком, т.е. с нефтегазовой компанией. Управление взаимодействием в общем случае будет зависеть от объекта менеджмента, потока входной информации, внешних и внутренних факторов, ресурсов и результатов менеджмента.
На основе обобщения материалов анализа (этапы развития сервисного бизнеса, преимущества различных типов интеграции, содержание и вариантность процессов выделения сервисных компаний) в работе представлены схематично стадии развития взаимодействий процесса нефтедобычи и его сервисного обеспечения (рисунок 1).
На первом этапе сервисные компании («круг») находятся внутри нефтегазовых предприятий («квадрат»), то есть присутствует типичная вертикальная структура управления, у сервисных подразделений нет самостоятельности в формировании цен на услуги, принятии решений по заказам, нефтяная компания несет затраты на содержание сервисных подразделений, эксплуатацию дорогого оборудования. На втором этапе происходит образование вертикально интегрированных нефтяных компаний и в результате реструктуризации (часто, но не всегда) - выделение сервисных предприятий в отдельные предприятия. На третьем этапе происходит реинтеграция сервисных компаний по функциональному признаку («пунктирная линия») и взаимоотношения между компаниями дополняются горизонтальной интеграцией, где основной аддитивный эффект достигается за счет минимизации упущенной выгоды.
На четвертом этапе происходит более глубокая интеграция сервисов в сторону образования специализированных подотраслей нефтяного сектора и образования конгломерата отраслей продуктов переработки.
Говоря о совершенствовании взаимодействий нефтяных и сервисных компаний, следует «привязывать» критерии оптимальности к конкретной стадии развития отношений между компаниями. Задача оптимизации эволюционирует от поиска локального оптимума на первой стадии (минимизация издержек нефтяной компании) для одной компании к задаче достижения зоны баланса интересов при заключении контрактов между независимыми компаниями.
Формализованная задача оптимизации взаимодействий сервисной и нефтяной компании в общем виде выглядит как:
Uopt =U (минимизация затрат, максимизация эффекта).
Эффективность для каждой из компаний представляется в виде функции зависимости от параметров: цена контракта, вероятность его выполнения, поправочный коэффициент:
Э = F (К; В; Ц), где:
Э – эффективность для нефтяной, сервисной компании;
К – коэффициент зависимости сервисной компании; поправочный коэффициент зависимости сервисной компании введен, так как вероятность заключения контракта (выполнения услуги) возрастает с ростом зависимости сервисной компании от нефтяной.
В – вероятность выполнения услуги (заключения контракта), или предпочтение компании заключить контракт по данной цене);
Ц – цена контракта.
Баланс интересов нефтяной и сервисной компаний представлен в графическом виде (см. рисунок 2). Предложено определение зависимости «предпочтения» компаний при заключении контракта (ось X, значение
Стадии развития взаимодействий процессов нефтедобычи и сервисов
измеряется в условных долях от 0 до 1) от «цены» (ось Y, аналогично цена изменяется в условных единицах, при этом 1 – это максимальная цена контракта на данную сервисную услугу на данном рынке).
Для нефтяной компании (линия 1) величина предпочтения обратно пропорциональна цене контракта, для сервисной компании данная зависимость является прямой. Вариант развития событий, в котором сервисная компания с вероятностью близкой к максимальной будет ориентироваться не на максимальную цену контракта (линия 2), пояснен с позиций влияния трансакционных издержек, а именно разнонаправленных действий - отклонения цены контракта вниз в связи с давлением нефтяной компании (линия 3), а также возможности сервисной компании диктовать цену контракта, что характерно для ситуации интеграционных процессов среди сервисных компаний (линия 4). Кроме того, в модели баланса интересов учтено влияние внешнего конкурентного давления, т.е. присутствия транснациональных сервисных компаний (линия 5), в этом случае графическое изображение трактуется как «низка вероятность, что сервисная компания будет настаивать на максимальной цене контракта».
Положение линий на графике зависит от группы влияющих факторов: степени самостоятельности сервисных компаний, глубины интеграционных процессов среди сервисных компаний, степени внешнего конкурентного давления. С учетом данных факторов эффективность взаимоотношений сервисной и нефтяной компаний – это зона баланса интересов. В условиях глобализационных процессов и сильного внешнего конкурентного давления интеграционные процессы среди отечественных сервисных компаний закономерны и оправданы, при этом как мера противодействия их монополизму должны присутствовать государственные процессы регулирования данного рынка.
Рисунок 2
Графическое представление баланса интересов нефтяной и сервисной компаний
Таким образом, оптимум при взаимодействии компаний понимается не как локальная точка, а как задача нахождения в зоне баланса интересов компаний (область между линиями 3 и 4). Фактические итоги работы компании «Сибнефть» и «Ноябрьскнефтегазгеофизики» свидетельствуют о положительном эффекте организационного выделения геофизического предприятия. Так, ежегодные темпы прироста добычи у «Сибнефти» с 2000 года составляют от 5 до 20% в год, ОАО «Ноябрьскнефтегазгеофизика» увеличивает объем работ (данные приведены в сопоставимых ценах).
Реинтеграционные процессы в сервисных компаниях имеют экономическим стимулом эффект синергии, который предлагается определить через дополнительный денежный поток:
С = (PP + PN + PA + EE) - (IN + I + IP + T), где:
С - эффект синергии в результате реинтеграционных процессов.
Источник: данные ОАО «Ноябрьскнефтегазгеофизика»
PP - дополнительная прибыль от расширения масштабов деятельности. Дополнительная прибыль появляется от производства продуктов/услуг, которые обособленные сервисные компании ранее не производили.
PN - дополнительная прибыль от расширения масштабов деятельности. Дополнительная прибыль появляется от дополнительного производства услуг, которые обособленные компании уже производили.
PA - дополнительная прибыль от снижения трансакционных издержек.
ЕЕ - экономия текущих производственных издержек за счет более рационального использования ресурсов – основных и оборотных фондов, расходов на персонал. Для оценки эффекта применяются расчетные данные (удельные затраты), так как при увеличении масштабов деятельности абсолютные значения могут возрасти.
IN - инвестиции в начальный момент интеграции. Начальные инвестиции связаны с организационными преобразованиями и включают расходы на изменение организационно-правовой формы (в случае необходимости), расходы на совместное освоение наукоемких технологий, приобретение (обновление) необходимого оборудования и т.д.
I - дополнительные затраты, предназначенные для текущего административного обслуживания новой структуры.
IP - дополнительные затраты, связанные с высвобождением, переобучением персонала.
Т - прирост (экономия) налоговых платежей.
Далее, учитывая в оценке эффективности характерную черту взаимодействия нефтяных и сервисных компаний – наличие территориальных особенностей, необходимость учета различных интересов региона, требования комплексного развития территории, экологические аспекты, задача оптимизации усложняется не только в сторону увеличения числа критериев, но и в сторону замены локального субъекта оптимизации – компании на интегрированную группу компаний и затем на значительно более сложный субъект – территориально-отраслевой кластер.
Кластер как группа географически соседствующих взаимосвязанных компаний (поставщики, производители и др.) и связанных с ними организаций (образовательные заведения, органы государственного управления, инфраструктурные компании), действующих в определенной сфере и взаимодополняющих друг друга (М.Портер) выполняет для экономики роль точек роста внутреннего рынка. Эффект синергии кластера распространяется как ускорение роста новых производителей, приходящих из других отраслей, ускорение свободного обмена информацией и быстрое распространение инноваций, появление новых возможностей развития.
Кластерный подход целесообразно применять к формированию систем взаимодействия между предприятиями нефтегазового сектора, т.к. они отличаются тем, что большая часть предприятий расположена внутри какого-либо региона. Так, последние 10 лет развития Ноябрьска, Муравленко и других городов Ямала отражают потенциал формирования территориально-производственного кластера. Распространение нефтегазовой отрасли позволяет сформировать основу для развития смежных производств, взаимосвязанных технологических цепочек. Преобразование интеграции сервисных компаний в территориально-отраслевые кластеры необходимо рассматривать как с точки зрения текущего, так и отложенного эффекта.
Таким образом, cервисная компания на этапе интеграции подотраслей нефтяного сектора становится механизмом, дающим возможность гибкой реконфигурации организационных структур. Наименование «нефтяной» остается для корневой компании, деятельность которой наиболее тесно связана с добываемыми ресурсами, а именно с собственностью на ресурсы. Прочие компании являются сервисами в различных формах.
Предлагается система показателей, отражающая эффективность взаимодействия копаний и охватывающая ряд уровней и групп. Группы показателей первого уровня включают показатели, связанные собственно с предприятиями: использование капитальных вложений (рентабельность инвестиционных проектов; срок окупаемости капитальных вложений); использование трудовых ресурсов (производительность труда; трудоёмкость и/или зарплатоёмкость продукции; относительное сокращение численности; использование фонда рабочего времени); использование оборотных ресурсов (показатели оборачиваемости и загруженности); использование основных средств (рентабельность; фондоотдача); финансовые результаты деятельности (динамика и структура затрат; доля затрат в объёме реализованной продукции). Группы показателей второго уровня включают показатели, связанные с кластерными эффектами, влиянием взаимодействий компаний на развитие территорий (полнота использования отраслевой и региональной инфраструктуры, темпы развития территории, инвестиционная привлекательность территории).
В тоже время необходимо отметить, что развитие отечественного экспорта носит гипертрофированный характер. Россия рассматривается в основном лишь как сырьевой придаток мирового рынка. Отсюда большая концентрация в числе российских экспортеров предприятий, добывающих минеральные ресурсы, а также занимающихся их первичной переработкой и как следствие -высокая доля экспорта в объеме производства этих предприятий. Вместе с тем вывоз из России традиционных сырьевых товаров имеет свои пределы, так как ее природные запасы не безграничны. Большинство же продукции с более высокой степенью переработки неконкурентоспособно на мировом рынке, однако российской промышленности имеется ряд секторов, которые обладают уникальными технологиями и имеют высокий экспортный потенциал.
В то время как основными потребителями нефти являются высокоразвитые страны, значительное экспортное производство сконцентрировано в сравнительно небольшой группе развивающихся и переходных стран .
Так, доля США в общемировом потреблении нефти составляет 25,4 %, тогда как их удельный вес в мировой добыче – всего 9,9 %. А развитые страны Северо-Восточной Азии (Япония, Южная Корея, Тайвань), вообще не добывая нефти, потребляют 11 % ее мирового производства. Быстро развивающийся Китай после 1993 года также пополнил группу нетто-импортеров и теперь, добывая 4,8 % от мирового уровня производства нефти, потребляет 7,4 % (вместе с Гонконгом).
На первом месте среди экспортеров нефти стоит Ближний Восток, добывающий 28,5 % мировой нефти, но потребляющий всего 5,9 %. Второе место твердо занимает Россия, добывая 10,7 %, но потребляя всего 3,5 %.
В свое время нефть потеснила уголь и вышла на первое место в мировом энергетическом балансе. Сегодня мы являемся свидетелями начала новой эры, когда природный газ оттеснит нефть на второй план. Ведь если эмиссионное загрязнение при производстве энергии на основе нефти в два раза с лишним меньше, чем при использовании торфа или угля, то природный газ, в свою очередь, в три раза чище, чем нефть. Но природный газ обойдет нефть только после того, как начавшийся процесс превращения его в глобальный товар наберет полные обороты .
Несмотря на сравнительную «молодость» природного газа в качестве товара, предлагаемого на региональных и международных рынках, уже сегодня очевидно, что для него свойственна та же географическая диспропорция производства и потребления, что и для нефти.
Так, хотя США и являются одним из двух мировых лидеров по добыче газа (21,7 % от мирового объема), но потребляют они больше (26,3 %). Главное же – рост потребления, а следовательно, и импорт газа в этой стране неуклонно увеличивается (практически все новые и строящиеся электростанции в стране рассчитаны на использование газа). Еще больше от импорта природного газа зависят 15 стран Европейского союза, которые потребляют 15,2 %, хотя добывают только 8,3 % от мирового уровня.
Учитывая истощение собственных месторождений, стратегию переориентации на природный газ и нарастающие процессы конвергенции газового и электрического секторов в Европе, ее зависимость от импорта газа будет медленно, но неуклонно расти.
Как и в случае с нефтью, развитые страны Северо-Восточной Азии полностью зависят от импортируемого сжиженного природного газа (СПГ). К примеру, Япония, Южная Корея и Тайвань потребляют 4,4 % от мирового объема. Что касается Китая, то еще в 2002-м он добывал и потреблял равное количество природного газа (1,3 % вместе с Гонконгом). Однако с учетом стремительных темпов роста и заключенных долгосрочных контрактов на поставки газа Китай начинает превращаться в нетто-импортера.
В качестве ведущего производителя – экспортера природного газа в мире с большим отрывом выступает Россия. На ее долю приходится 22 % всей мировой добычи. И хотя внутреннее потребление газа достигает 15,3 % от общемирового объема (уступает только США), экспортный потенциал России (разница между добычей и потреблением) превышает суммарный экспортный потенциал трех регионов мира – Ближнего Востока, Африки, Южной и Центральной Америки.
Так, Ближний Восток в целом добывал в 2002 году 9,3 % от мирового объема и потреблял 8,1 %. Главный производитель – Саудовская Аравия потребляет весь добываемый ею природный газ, а потребление Ирана даже немного превышает добычу. Излишки были лишь у Катара и ОАЭ, однако до последнего времени они реализовывались в соседних странах в рамках своего региона. Несколько выше экспортный потенциал Африки, но пока только за счет Алжира. Наиболее солидный экспортный потенциал отмечен у трех стран Азиатско-Тихоокеанского региона – Индонезии, Малайзии и Австралии (6,2 против 3,4 %).
Рассмотрим теперь, как экспортные ресурсы углеводородов распределяются между главными их потребителями.
Западная Европа, взятая в целом, являлась в 2002 году основным импортером нефти и нефтепродуктов (см. таблицу 1). Их львиная доля поступала сюда из трех регионов: России и СНГ (214,6 млн т), Ближнего Востока (161,1 млн т) и Северной Африки (122,5 млн т).
При этом, судя по повышенному вниманию европейцев к африканскому континенту, именно данное направление рассматривается как главное в стратегии диверсификации источников нефтяного импорта. Здесь Европа сталкивается в последнее время, особенно в период правления администрации Буша-младшего, с ожесточенной, даже агрессивной конкуренцией со стороны американских корпораций.
На США приходится 26 % всего импорта нефти и нефтепродуктов (561 млн т), но американцы своевременно позаботились о том, чтобы сформировать наиболее диверсифицированную структуру своего импорта. Из Канады и Мексики – партнеров по НАФТА (Североамериканское соглашение о свободной торговле) – поступило наибольшее количество – 171,7 млн тонн. Еще 119,2 млн т – из стран Южной и Центральной Америки, из Африки – 69,1, Европы – 57,0, России и СНГ – 9,8, из стран АТР – 12,8 млн т и, наконец, из стран Ближнего Востока – 114,7 млн тонн.
Таким образом, США относительно обезопасили себя на случай катастрофического развития событий, скажем, на Ближнем Востоке. К тому же, в отличие от Европы, у США есть «запасные» месторождения нефти и газа, которые находятся в заповедных регионах Аляски и освоение которых пока блокируется американскими законодателями. Но администрация легко преодолеет это противодействие, если возникнет чрезвычайная ситуация с глобальным энергоснабжением.
62,3 % всей нефти и нефтепродуктов, экспортируемых из стран Ближнего Востока, поступает в АТР. При этом зависимость, например, Японии от поставок сырой нефти из Ближнего Востока оценивалась в 2003-м самими японцами в 87 %.
Что касается международных потоков природного газа, то картина здесь несколько иная (см. таблицу 2). Пока газ транспортируется преимущественно по трубопроводам, что определяет региональный характер этого товара. Объем морских перевозок сжиженного природного газа пока невелик: он составил в 2002 году около 150 млрд м3 против 431,35 млрд м3, транспортируемых на внешние рынки по трубопроводам. При этом львиную долю СПГ потребляют страны Северо-Восточной Азии (Япония, Южная Корея, Тайвань) – 103,8 млрд м3. Доля Западной Европы – немногим более 39 млрд м3, а США (включая Пуэрто-Рико) – более 7,1 млрд м3.
Зависимость всех потребителей от поставок СПГ из стран Ближнего Востока много ниже, так как на реализацию подписанных недавно контрактов на производство и наращивание экспорта этого газа из данного региона потребуется несколько лет, пока же объем экспорта чуть превышает 33 млрд м3.
Основным поставщиком этого товара являются страны АТР (Индонезия, Малайзия, Австралия и Бруней) – более 74 млрд м3, а также такие африканские государства, как Алжир, Нигерия и Ливия – 35,35 млрд м3.
Среди импортеров трубопроводного газа лидирует Западная Европа – около 240 млрд м3. Главными внерегиональными поставщиками газа для Европы (включая страны Центральной и Восточной Европы) являются: Россия – 128,2 млрд м3 и Алжир – 29,38 млрд м3 (последний, наряду с трубопроводным, поставляет еще 26,13 млрд м3 СПГ). Вторым крупным потребителем импортного трубопроводного газа считаются Соединенные Штаты – около 109 млрд м3 из Канады.
Для оценки перспектив дальнейшего развития мировых рынков нефти и газа важно принять во внимание еще один аспект – масштабы запасов углеводородного сырья, которыми располагают сегодняшние активные игроки на мировом рынке, и то, как долго они смогут поддерживать не только нынешний уровень потребления, но и его прогнозируемый рост.
Наибольшие доказанные запасы нефти имеет на сегодняшний день Ближний Восток: в 2002-м они оценивались в 685,6 млрд баррелей, или «контрольные» 65,4 % мировых запасов нефти. При нынешнем уровне добычи их в среднем хватит на 92 года. Одна только Саудовская Аравия может эксплуатировать свои 25 % от мировых запасов в течение 86 лет.
Но на ближнюю и даже среднесрочную перспективу Ближний Восток останется наиболее нестабильным регионом мира, большим «островом Средневековья» среди океана быстро развивающихся индустриальных и постиндустриальных экономик. И дело тут не только в характере политических режимов, но и в самом социально-экономическом существе таких обществ. И проблему не решить вводом в эти страны американских, натовских или ооновских вооруженных сил. Наверное, поэтому, осознав наконец довольно простую истину, большинство развитых государств принялись активно искать альтернативные источники углеводородного сырья.
Южная и Центральная Америка могут лишь на время облегчить ситуацию, и только для США. У Африки доказанных запасов еще меньше, а при нынешних темпах добычи их хватит на 27,3 года. Еще хуже обстоит дело в АТР, где запасы сырья истощатся за 10—14 лет.
Все остальные страны этого пространства, которые сегодня часто фигурируют в прессе и даже научных изысканиях в качестве потенциальных альтернатив (Казахстан, Азербайджан), обладают лишь менее 1 % от мировых запасов каждая. При таком распределении ясно, что все разговоры о стремлении Запада (особенно США) к установлению демократии на Ближнем Востоке – это лишь достаточно прозрачная дымовая завеса, которая не может скрыть основной причины – интереса к нефтяным ресурсам региона. (Установили же американцы тесные отношения с жесточайшим диктаторским режимом в Экваториальной Гвинее, как только там обнаружили значительные запасы нефти!)
По доказанным запасам природного газа Россия является бесспорным лидером – более 30 % мировых запасов, которых при нынешних темпах добычи может хватить более чем на 81 год.
На все остальные страны Европы и СНГ, вместе взятые, приходится лишь 8,7 % таких запасов (см. таблицу 2). При этом Норвегия может рассчитывать на 33,5 лет, а месторождения Великобритании истощатся менее чем через 7 лет. Казахстан, Туркмения и Узбекистан в общей сложности обладают 3,7 % мировых запасов, но только Казахстан сможет эксплуатировать свои месторождения свыше 100 лет. В любом случае все названные страны способны обеспечить только краткосрочные потребности Европы в природном газе, а на более отдаленную перспективу у России нет серьезных конкурентов.
На втором месте в мире со значительным отрывом от России находится Иран – 14,8 % мировых запасов, которые истощатся не ранее чем через 100 лет. Но сегодня по политическим соображениям большее внимание западных корпораций привлекает Катар с его 9,2 % мировых запасов и возможностью столь же длительной их эксплуатации. Кроме того, зарубежных потребителей привлекают на Ближнем Востоке месторождения в ОАЭ – 3,9 % мировых запасов, в то время как Саудовская Аравия с ее 4,1 % практически использует весь добываемый в настоящее время газ для внутренних потребностей.
В Африке внимания пока заслуживают доказанные запасы газа в Алжире, Нигерии и Египте. Индонезия и Малайзия, которые в значительной мере обеспечивают СПГ Японию, Южную Корею и Тайвань, располагают всего 1,7 и 1,4 % мировых запасов (на 37 лет и 42 года соответственно). Что касается Северной Америки, то ситуация с доказанными запасами природного газа здесь аналогична ситуации с нефтью. На все три страны, входящие в НАФТА, приходится 4,6 % мировых запасов, которых хватит на 9,4 года. И им вряд ли окажут существенную помощь соседи из Южной и Центральной Америки (4,5 % мировых запасов). Этих запасов, правда, может хватить примерно на 68 лет, но добываемый газ пойдет, скорее всего, на удовлетворение растущих внутрирегиональных нужд. Пока единственным исключением может служить Тринидад и Тобаго. Скромные запасы этой страны (0,4 %) все же намного превышают внутренние потребности, и США уже заключили несколько контрактов на поставки СПГ.
Так что Америка и представляющие ее «газовые» интересы крупные корпорации составят на международном газовом рынке острейшую конкуренцию странам Западной Европы и Северо-Восточной Азии. Если же учесть фактор быстро растущего спроса на углеводороды в Китае, то вывод о все более значительной роли России в обеспечении нормального баланса спроса и предложения на мировом рынке природного газа станет очевидным.
Похожие рефераты:
|
Дипломные работы 
