Анализ барьера входа на отраслевой рынок

  На российском рынке нефти сегодня действует целый ряд компаний – ЛУКОЙЛ «Нефтяная компания», Сургутнефтегаз, Сибнефть, Тюменская НК, Татнефть, Славнефть-Мегионнефтегаз, Оренбургнефть, Роснефть-Пурнефтегаз, Башнефть и Варьеганнефтегаз. По информации вестника НАУФОР, затраты на добычу нефти распределяются следующим образом (см. рис. 1).

Таким образом, лучшими оказываются  показатели у компании «ЮКОС», а  худшими – у компании «Татнефть». Эти данные подтверждает и исследование проведенное компанией Standart&Poors (см. табл.1).

Таблица 1. Рейтинг нефтяных компаний по данным агентства S&P

  Зная нынешние затраты компаний на добычу нефти и прогнозы затрат на будущее, можно получить своеобразный «затратный коридор», в котором новая компания должна действовать, «полом» которого являются средние издержки добычи компании «ЮКОС», а «потолком» — средние издержки добычи компании «Татнефть». Как утверждают аналитики, в нефтяной отрасли наблюдается тенденция к росту затрат. Это связано с двумя основными причинами: с введением единого налога добычу природных ископаемых и укреплением рубля.

  На российском нефтяном рынке абсолютные преимущества в издержках появляются, в основном, за счет того, что уже существующие фирмы имеют доступ к более дешевым и качественным источникам ресурсов. Как отмечает В.Ю. Силкин, «открытыми для конкуренции остались в основном только слабо освоенные территории, где преобладают мелкие месторождения с трудноизвлекаемыми запасами и неразвитой инфраструктурой. Освоение такого класса месторождений и нефтеносных площадей связано с крупными затратами и высоким финансовым риском, что также является довольно серьезным барьером, особенно для небольших компаний (как российских, так и иностранных)». Те абсолютные преимущества, которые имеют действующие компании, будут всегда реализовываться.

  Относительные преимущества фирм возникают в связи с тем, что они способны достигать большего объема выпуска, чем может освоить их потенциальный конкурент. В этом плане возможности уже существующих компаний значительно шире, чем у начинающих. Как известно, крупнейшие нефтеносные провинции уже открыты и поделены между игроками нефтяного рынка. Таким образом, на долю вновь созданных компаний изначально приходятся меньшие по территории и менее нефтеносные районы. На рис. 2 приведены данные о распределении добычи нефти между крупными и мелкими компаниями.

Рис. 2. Распределение добычи нефти между крупными и мелкими  компаниями

  Однако по мере исчерпания лучших месторождений и перехода ко все более сложным и более выработанным объектам постепенно утрачивается эффект экономии масштаба. Степень выработки запасов категорий А, В и С достигла 54%. Высокопродуктивные залежи выработаны на 70-93%. Обводненность запасов на сегодня достигает 85%. Основные нефтеносные провинции вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. За последние 15 лет дебит новых скважин снизился в Западной Сибири более чем в 10 раз, в целом по России в 5 раз. Запасы вновь открываемых месторождений снизились с 53 млн т до 1,5 млн т. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55–60%. Стремительно растет удельный вес средних и мелких месторождений. В 2007 г. доля малых и средних месторождений в числе разрабатываемых и подготовленных к освоению составляла 74%, в числе разведанных – 82%.

  Снижение эффективности операций в старых нефтедобывающих районах приводит к объективной смене приоритетов у крупных компаний. Основной стратегией становится перенесение геологоразведочных работ в новые регионы (например, Тимано-Печора, Прикаспий, Восточная Сибирь) с перспективой дальнейшего освоения и разработки открываемых там месторождений, на которых они могут в полной мере реализовать свои преимущества. Естественные необратимые изменения сырьевой базы в рамках отдельных нефтеносных провинций определяют объективную неизбежность эволюции организационной структуры нефтяного сектора в направлении постепенного ослабления роли и значения крупных вертикально-интегрированных компаний. Эта тенденция постепенного перехода к конкурентному рынку характерна для всех нефтедобывающих стран.

   Барьеры, основанные на состоянии инфраструктуры рынка.

 Существует прямая зависимость между развитием инфраструктуры и конкуренции на рынке транспортировки и сбыта нефтегазопродуктов. Разветвленная инфраструктура приводит к множественности поставщиков и потребителей, а, следовательно, и к усилению конкуренции. В то же время, стремление вертикально-интегрированных компаний к монополии на природные ресурсы (месторождения, перспективные нефтеносные площади) и фактический контроль всей региональной технологической инфраструктуры, ведут к ограничению конкуренции в нефтедобыче с их стороны.

  Важной проблемой является концентрация инфраструктуры в руках государства. Почти все магистральные нефтепроводы в России принадлежат государственной акционерной компании «Транснефть», а газопроводы – «Газпрому». Исключением стала лишь труба Каспийского трубопроводного консорциума, построенная на деньги иностранных и российских частных компаний для доставки казахского сырья в порт Новороссийск. Принятый в 1999 г. законопроект «О магистральном трубопроводном транспорте» и вовсе запрещал работу негосударственных магистральных трубопроводов. Российские нефтяники уже пытались безуспешно реализовать несколько проектов, разрушающих монополию государства на экспорт нефти и газа. Так, «ЮКОС» совместно с китайской госкомпанией CNPC планировал построить магистраль Ангарск – Дацин стоимостью 1,7 млрд долл., но правительство предпочло этому варианту проект «Транснефти» по строительству трубы Ангарск – Находка с ответвлением на Дацин.

  Другой нефтепровод стоимостью 3,4—4,5 млрд долл. из Западной Сибири в Мурманск планировали вместе строить «ЛУКОЙЛ», «ЮКОС», ТНК, «Сибнефть» и «Сургутнефтегаз». Но по российскому закону не может быть частных магистральных нефтепроводов. Это означает, что любая перевозка должна быть согласована и стоит немалых денег. Начинающая компания просто не может предложить государству выгодный проект экспорта нефтегазопродуктов, а это значит, что предпочтение будет отдано государственным или крупным нефтяным компаниям. Более того, даже имеющие преимущества крупные компании не могут в полной мере использовать свои мощности, так как реально существующей инфраструктуры явно недостаточно. Пока эти проблемы можно решить перевозками нефти по железной дороге и воде.

  При отсутствии новых трубопроводов, «ЮКОС» наращивает железнодорожные поставки в Китай, ТНК – в Вентспилс (от которого отказалась «Транснефть»), а «ЛУКОЙЛ» простроил терминал в Высоцке (Баренцево море), тоже в обход существующей инфраструктуры «Транснефти». Однако перевозки железнодорожным транспортом рентабельны лишь при ценах от 17 долларов за баррель. Если новая компания, допустим, начнет деятельность в 2008 г., то разработка месторождений займет некоторое время. Средняя цена на нефть в 2009 г. составит 136 долл./барр., в 2010 г. – 120 долл., в 2011– 2012 гг. – 90 долл. Такой прогноз дал глава Минфина РФ Алексей Кудрин .

  В случае подтверждения этого прогноза, новая компания вполне может использовать более дорогой железнодорожный транспорт. Кроме того, новая компания может выбрать перспективную шельфовую зону, откуда легче осуществлять транспортировку нефти за рубеж. Важные месторождения нефти открыты на шельфах Охотского, Баренцева, Балтийского и Северного морей. Можно вполне договориться с перспективными странами-импортерами российской нефти – Турцией, Китаем, Южной Кореей и Японией. Кроме того, новая компания может заняться на первых этапах исключительно добычей нефти или газа, тогда все проблемы транспортировки будут переложены на плечи компаний-покупателей.

  Административные барьеры. Это барьеры, создаваемые органами власти на всех уровнях. Естественно, что таких барьеров множество.

  Прежде чем разрабатывать месторождение, нужно получить на это право и заключить договор между Российской Федерацией и компанией. В соответствии с законом «О недрах» (ст. 10.1), до заключения подобной сделки компании необходимо выиграть аукцион, выиграть конкурс и найти удовлетворяющее указанным условиям месторождение.

  Барьер разового платежа, благодаря которому выигрывается право на аукционе на добычу полезных ископаемых.

  Лицензирование.

 После заключения договора между РФ и компанией, для которой устанавливаются условия пользования участком, а также некоторые другие обязательства, фирма получает лицензию на добычу полезных ископаемых на определенный срок. В соответствии с законом, «лицензия является документом, удостоверяющим право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в ней целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий» (1, Ст. 11). За выдачу лицензий на пользование недрами взимается определенная плата. Сумма сбора определяется исходя из стоимости затрат на подготовку, оформление и регистрацию выдаваемой лицензии. Кроме того, компании необходимо произвести дополнительные платежи. Они приведены в ст. 39 указанного закона. К их числу относятся разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии и регулярные платежи за пользование недрами.

  Кроме того, пользователи недр уплачивают другие налоги и сборы, установленные в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах.

  Новая налоговая система не предусматривает дифференциации налогов в зависимости от качества добываемого сырья, что свидетельствует о ее несовершенстве. Она не дает стимула производителям принимать во внимание качество сырья, а наша нефть, как известно, и так не высшей марки. Отсутствие в законодательстве стимулов к интенсивному развитию нефтедобывающих компаний привело к тому, что доля налогов в доходах компаний выросла с 47% в 2007 г. до 86% в 2008 г. и продолжает расти. Аналитиками признается, что отрицательная сторона налога на добычу полезных ископаемых заключается в том, что он привязан к цене мировых цен на нефть – чем они выше, тем этот налог больше. При нынешних ценах на нефть, эта налоговая нагрузка особенно велика, в то время как эксперты еще в 2004 г. считали «текущий уровень налоговой нагрузки на отрасль предельно допустимым». Получается, что значительная часть доходов, которые имеют компании, выплачиваются в виде налогов.

  Существующая система налогообложения нефтяной отрасли является серьезным барьером для входа новых игроков на рынок нефтегазопродуктов. И без того невысокий уровень конкуренции в отрасли будет снижаться дальше. Высокие цены на нефтегазопродукты при новых налогах скажутся на дальнейшем развитии нефтяной отрасли. Во-первых, крупные нефтяные компании, у которых на экспорт уходит более 60% объема добычи, отдают в виде налогов 95–100% дополнительных доходов, полученных благодаря высоким ценам. Во-вторых, при сохранении высоких цен, производители-аутсайдеры вынуждены будут сливаться с сильными компаниями. В-третьих, новые независимые производители (иностранные фирмы и т.д.) при такой налоговой системе будут вкладывать деньги только в быстроокупаемые проекты, следовательно, рынок монополизируется еще больше.

  Получается, что даже высокие цены на нефть не являются таким сильным стимулом для входа на рынок, как это можно было предположить.

  Барьеры капитальных затрат или объемы первоначальных инвестиций, необходимых для входа на товарный рынок.

  В настоящее время хорошо освоенные месторождения, где нефть добывать легко, поделены между крупными нефтяными компаниями типа «ЛУКОЙЛа», «Татнефти», ТНК и т.д., поэтому открытыми для конкуренции остались в основном только слабо освоенные территории, где преобладают мелкие месторождения с трудноизвлекаемыми запасами и неразвитой инфраструктурой. Освоение такого класса месторождений и нефтеносных площадей связано с крупными затратами и высоким финансовым риском, что также является довольно серьезным барьером входа на рынок, особенно для небольших компаний (как российских, так и иностранных).

  Кроме того, нефтяной комплекс создавался во времена централизованной системы управления, поэтому все сервисные работы и услуги были подчинены цели обслуживания добываемой нефти в рамках одной системы, которая, естественно, не предполагала наличия рыночной конкуренции. Вся производственная инфраструктура перешла, в результате проведенных реформ, в руки самых больших компаний этой отрасли. Так, в состав вертикально-интегрированных компаний входят до ста и более обслуживающих подразделений и структурных единиц, напрямую не связанных с основным видом деятельности – добычей нефти.

  Возникает вопрос, как подсчитать величину барьеров, с которыми столкнется компания, входящая на рынок? Попытаемся дать косвенную оценку, используя бухгалтерский баланс предприятий нефтяной отрасли. Конечно, эта оценка не будет точной, зато она даст общее понятие о масштабах необходимых для бизнеса средств. Попробуем оценить те средства, которые необходимы, как говорится, с «нуля», чтобы стать такой огромной компанией, как, например, ОАО «Сургутнефтегаз». Эта предпосылка, в общем-то, обоснованна, поскольку среди экспертов нефтяной отрасли бытует мнение, что малые компании либо не выживают в этом бизнесе, либо исчезают в процессе слияния.

  «Сибнефть», как известно, выиграла два открытых аукциона на право разведки и добычи углеводородного сырья на Среднетаймуринском участке в Красноярском крае и Зимнем участке на юге Тюменской области. За лицензию на разработку Среднетаймуринского участка компания заплатила 27,5 млн руб. (более 1 млн долл.). Объем геологических ресурсов данного участка составляет 166,9 млн т нефти и 429,7 млрд м3 природного газа.

  Объем извлекаемых запасов Зимнего участка, расположенного в непосредственной близости от трубопроводных сетей ОАО «Транснефть», составляет 8,66 млн т (категории С1 + С2 + СЗ). Ресурсные запасы участка оцениваются в объеме 6,94 млн т. «Сибнефть» заплатит за лицензию 828 млн руб. (более 29,8 млн долл.), что эквивалентно цене 0,47 долларов за баррель. запасов или 0,26 долларов за баррель извлекаемых ресурсов . «Сегодняшние приобретения представляют собой нечто гораздо больше, чем просто пополнение ресурсной базы компании, – отмечал президент «Сибнефти» Евгений Швидлер. – Оно демонстрирует стремление расширить географию деятельности «Сибнефти» за счет приобретения активов в новых перспективных регионах» .

  При самом скромном варианте разработки Среднетаймуринского участка, затраты компании на новом месторождении составят 7,5 млн руб. При этом общая налоговая нагрузка на компанию составляет 35, 2 млрд руб., что в пересчете на 1 рубль максимально возможной прибыли составит 69 коп.