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
2.3Основные 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
Открытоеакционерное общество «Газпром» – одна из крупнейших мировых энергетическихкомпаний, занимающаяся геологоразведкой и добычей природного газа, газовогоконденсата, нефти, их транспортировкой, переработкой и реализацией в России иза ее пределами, электроэнергетикой.
ОАО«Газпром» является правопреемником имущественных прав и обязанностейГосударственного газового концерна «Газпром», в том числе его прав пользованияземлей, недрами, природными ресурсами, а также прав и обязанностей позаключенным концерном договорам.
«Газпром»располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировыхзапасах газа составляет около 17 процентов, в российских – около 70 процентов.
«Газпрому»принадлежат магистральные газопроводы, объединенные в Единую системугазоснабжения (ЕСГ) России.
Всоответствии с Указом Президента РФ от 5 ноября 1992 г. на компанию возложеныследующие обязательства:
-обеспечениенадежного газоснабжения потребителей РФ;
-осуществлениепоставок газа за пределы страны по межгосударственным и межправительственнымсоглашениям;
-проведениеединой научно-технической и инвестиционной политики по реконструкции и развитиюЕдиной системы газоснабжения;
-строительствои финансирование газопроводов – отводов высокого давления для газификации села;
-контрольЕдиной системы газоснабжения страны;
-обеспечениедоступа других производителей к газотранспортной системе страны.
ВГруппу «Газпром» как вертикально интегрированную энергетическую компанию входятголовная компания – ОАО «Газпром» – и ее дочерние общества, осуществляющиедобычу, транспортировку, переработку и реализацию газа, нефти и другихуглеводородов, подземное хранение газа, а также иные виды деятельности, включаятехнический контроль трубопроводных систем, бурение нефтяных и газовых скважин,поставку оборудования, производство тепло- и электроэнергии, обработкуинформации и предоставление банковских услуг.
1.1Руководство
нефтегазоваякомпания финансовый показатель
Высшиморганом управления Открытого акционерного общества «Газпром» является Общеесобрание акционеров, которое проводится ежегодно. Проводимые помимо годовогоОбщие собрания акционеров являются внеочередными.
Правомголоса на Общем собрании акционеров обладают акционеры — владельцы обыкновенныхакций. Любой акционер лично или через своего представителя имеет право научастие в Общем собрании акционеров. Собрание является правомочным, если в немприняли участие акционеры, обладающие в совокупности более чем половинойголосов.
Вкомпетенцию Общего собрания акционеров, в частности, входит внесение измененийв Устав Общества, утверждение годовых отчетов и аудитора Общества,распределение прибыли, избрание членов Совета директоров и Ревизионнойкомиссии, принятие решений о реорганизации или ликвидации Общества, а также обувеличении или уменьшении его уставного капитала.
Председателяи членов Правления Общества выбирает Совет Директоров сроком на 5 лет. Он жеимеет право досрочно прекратить их полномочия.
Советдиректоров осуществляет общее руководство деятельностью Общества, заисключением решения вопросов, отнесенных к компетенции Общего собрания акционеров.Члены Совета директоров Общества избираются Общим собранием акционеров на срокдо следующего годового Общего собрания акционеров.
Советдиректоров, в частности, определяет приоритетные направления деятельностиОбщества, утверждает годовой бюджет и инвестиционные программы, принимаетрешения о созыве Общих собраний акционеров, об образовании исполнительныхорганов Общества, дает рекомендации по размеру дивиденда по акциям.
ПредседательПравления (единоличный исполнительный орган) и Правление (коллегиальныйисполнительный орган) осуществляют руководство текущей деятельностью Общества.Они организуют выполнение решений Общего собрания акционеров и Советадиректоров и подотчетны им.
ПредседательПравления 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, организуетуправление потоками газа, осуществляет контроль за функционированием Единойсистемы газоснабжения России.
ВАдминистрацию ОАО «Газпром» входят следующие департаменты:
—Департамент автоматизации систем управления технологическими процессами
—Департамент бухгалтерского учета
—Департамент внешнеэкономической деятельности
—Департамент внутреннего аудита и контроля за финансово-хозяйственнойдеятельностью 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 природногогаза.
Посостоянию 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 — 3,1млрд т.
Пообъемам добычи газа Группа «Газпром», на долю которой приходится 14,5% мировойдобычи, 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 тконденсата и 31,6 млн т нефти.
ОАО«Газпром» владеет крупнейшей в мире газотранспортной системой, способнойбесперебойно транспортировать газ на дальние расстояния потребителям РоссийскойФедерации и за рубеж. Протяженность магистральных газопроводов «Газпрома»превышает 160,4 тыс. км.
Запасызависимых 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 газовогоконденсата и 643,9 млн т нефти.
Благодарягеолого-разведочным работам, проводимых «Газпромом», в 2009 г. были открытысемь месторождений углеводородов, а также 14 новых залежей на ранее открытыхместорождениях.
Добываемыйв России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные вЕдиную систему газоснабжения (ЕСГ) России, принадлежащие «Газпрому». ЕСГявляется крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собойуникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки,транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывныйцикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. В состав ЕСГ входят155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 268 компрессорных станций собщей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 44,8 млн кВт, 6 комплексов попереработке газа и газового конденсата, 24 объекта подземного хранения газа.Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличиюпараллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасомнадежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковыхсезонных нагрузках.
Переработкугаза в рамках Группы «Газпром» осуществляют газоперерабатывающие игазодобывающие дочерние общества ОАО «Газпром», а также «Сибур Холдинг» (в томчисле Астраханский, Оренбургский, Сосногорский газоперерабатывающие заводы,Оренбургский гелиевый завод, Сургутский завод по стабилизации конденсата иУренгойское управление по подготовке конденсата к транспорту).
Основнымперерабатывающим 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» (установленнаямощность — 12,15 млн т в год) и 50% ОАО «НГК „Славнефть“», владеющего двумянефтеперерабатывающими заводами: «Ярославнефтеоргсинтез» (установленнаямощность — 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 перерабатывающиммощностям.
Нефтехимическуюпродукцию в Группе «Газпром» производит в основном «Сибур Холдинг». «СибурХолдинг» производит синтетический каучук, шины, полиэтилен высокого давления,полипропилен, пластмассы различного назначения, компоненты высокооктановогобензина и другие материалы, необходимые для автомобильной,сельскохозяйственной, строительной и аэрокосмической промышленности.
1.3 Финансоваяотчетность
Втаблице ниже представлены прошедшие аудит данные консолидированного отчета осовокупном доходе по международным стандартам финансовой отчетности за 2008 и2009г.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 2009год выручка от продаж (за вычетом акциза, НДС и таможенных платежей) снизиласьна 294 515 млн руб., или на 9% по сравнению с 2008 г., и составила 2 990 971млн руб. Ниже приведена более подробная информация в отношении основныхпоказателей, 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 2009год чистая выручка от продажи газа снизилась на 180 500 млн руб., или на 9% посравнению с 2008 г., и составила 1 916 046 млн руб., что, в основном, быловызвано снижением реализованных объемов во всех географических сегментах. Приэтом, средние расчетные цены на газ при продаже газа на территории РоссийскойФедерации и стран бывшего Советского Союза сложились выше уровня прошлого года.
За 2009год чистая выручка от продажи газа в Европу и другие страны снизилась на 157649 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 врублях (включая акциз и таможенные платежи), на 10%, что было усилено снижениемобъемов продаж газа в натуральном выражении на 9%, или на 14,8 млрд куб. м.
За 2009год чистая выручка от продажи газа в страны бывшего Советского Союза снизилась на46 585 млн руб., или на 13%, по сравнению с 2008 г., и составила 309 929 млнруб. Снижение продаж по данному сегменту объясняется снижением объемов продажгаза в натуральном выражении на 41%, или на 39,8 млрд куб. м, что былокомпенсировано ростом на 62% средних расчетных цен, выраженных в рублях(включая акциз и таможенные платежи и за вычетом НДС).
За 2009год чистая выручка от продажи газа в Российской Федерации увеличилась на 23 734млн руб., или на 5%, по сравнению с 2008 г., и составила 503 121 млн руб. Этообъясняется, главным образом, увеличением средней цены продажи газа навнутреннем рынке, устанавливаемой Федеральной службой по тарифам, что былочастично компенсировано снижением реализованных объемов газа на 6%, или на 18,7млрд куб. м.
За 2009год чистая выручка от продажи продуктов нефтегазопереработки снизилась на 112451 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 2009год чистая выручка от продажи электрической и тепловой энергии увеличилась на60 705 млн руб., или на 45%, и составила 195 040 млн руб. Увеличение выручки отпродажи электрической и тепловой энергии, в основном, связано с включением вконсолидированную отчетность показателей деятельности дочерних обществ ОАО«ОГК-2» и ОАО «ОГК-6», а также деятельностью ОАО «Мосэнерго».
За 2009год чистая выручка от продажи сырой нефти и газового конденсата снизилась на 38552 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 отпродажи сырой нефти снизилась на 33 456 млн руб., или на 17%, по сравнению с2008 г., и составила 157 874 млн руб.
За 2009год операционные расходы по сравнению с 2008 г. увеличились на 166 489 млн руб.,или на 9%, и составили 2 096 926 млн руб.
Основнойстатьей, рост которой повлек увеличение общей суммы операционных расходов,является «Покупные нефть и газ» (77 771 млн руб.). При этом расходы на покупкугаза увеличились на 71 370 млн руб., или на 19%, расходы на покупку нефтиувеличились на 6 401 млн руб., или на 4%. Увеличение расходов на покупной газсвязано, главным образом, c ростом цены на центрально-азиатский газ посравнению с 2008 г. Увеличение произошло также по следующим статьям: «Транзитгаза, нефти и продуктов нефтегазопереработки» (53 058 млн руб.), «Амортизация»(26 181 млн руб.), «Расходы на оплату труда» (15 370 млн руб.), «Прочие» (35152 млн руб.). Рост расходов по данным статьям был частично компенсирован снижениемрасходов по следующим статьям: «Товары для перепродажи, в том числе продуктынефтегазопереработки» (17 371 млн руб.), «Налоги, кроме налога на прибыль» (14223 млн руб.), «Расходы на ремонт, эксплуатацию и техническое обслуживание» (13455 млн руб.), «Материалы» (7 146 млн руб.), «Расходы на электроэнергию итеплоэнергию» (5 316 млн руб.).
Величинаприбыли за период, относящейся к акционерам ОАО «Газпром», за 2009 годсоставила 779 585 млн руб., что на 36 657 млн руб., или на 5% больше, чем за2008 г.
Чистаясумма долга (определяемая как краткосрочные займы и текущая часть обязательствпо долгосрочным займам, краткосрочные векселя к уплате, долгосрочные займы,долгосрочные векселя к уплате и реструктурированные налоговые обязательства завычетом денежных средств и их эквивалентов, а также денежных средств и ихэквивалентов с ограничением к использованию в соответствии с условияминекоторых 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 372307 млн руб. по состоянию на 31 декабря 2009 г. Это объясняется, главнымобразом, увеличением долгосрочных займов.
Глава 2. НК«Лукойл». Общая характеристика
ЛУКОЙЛ– одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовыхкомпаний. Основными видами деятельности Компании являются разведка и добычанефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а такжесбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности Компании в сектореразведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основнойресурсной базой является Западная Сибирь. ЛУКОЙЛ владеет современныминефтеперерабатывающими, газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами,расположенными в России, Восточной и Западной Европе, а также странах ближнегозарубежья. Продукция Компании реализуется в России, Восточной и ЗападнойЕвропе, странах ближнего зарубежья и США.
2.1 Органыуправления
Органы управления ОАО«ЛУКОЙЛ»:
а) Собрание акционеров;
б) Совет Директоров;
в) Единоличныйисполнительный орган — Президент (Генеральный директор);
г) Коллегиальныйисполнительный орган – Правление
Собраниеакционеров определяет количественного состава Совета директоров Компании,избрание его членов, досрочное прекращение их полномочий, определяет размервознаграждений и компенсаций членам Совета директоров; назначает Президента;утверждает годовой отчет, годовую бухгалтерскую отчетность, в том числе отчет оприбылях и убытках Компании; утверждает Аудиторскую Компанию.
СоветДиректоров принимает решения по вопросам, связанным с увеличением уставногокапитала Компании, утверждает решения о выпуске ценных бумаг, проспект ценныхбумаг и отчет об итогах выпуска ценных бумаг; издает приказы и указания,обязательные для исполнения.
ПрезидентКомпании, являясь единоличным исполнительным органом Компании, осуществляетруководство текущей деятельностью Компании и возглавляет ее коллегиальныйисполнительный орган — Правление.
Президентназначается Собранием акционеров сроком на 5 лет.
ПрезидентКомпании наделяется в соответствии с законодательством Российской Федерациивсеми необходимыми полномочиями для выполнения задач руководства деятельностьюКомпании.
ПрезидентКомпании без доверенности действует от имени Компании в пределах своей компетенции,установленной настоящим Уставом и действующим законодательством.
Всоответствии со статьей 7 Устава ОАО «ЛУКОЙЛ» органом контроляКомпании является Ревизионная комиссия.
Ревизионнаякомиссия ежегодно избирается на годовом Собрании акционеров в соответствии снастоящим Уставом в составе трех человек.
Срокполномочий Ревизионной комиссии исчисляется с момента избрания ее годовым Собраниемакционеров до момента переизбрания Ревизионной комиссии следующим годовымСобранием акционеров.
Поитогам проверки финансово-хозяйственной деятельности Компании Ревизионнаякомиссия Компании составляет заключение, в котором должны содержаться:
-подтверждениедостоверности данных, содержащихся в отчетах и иных финансовых документахКомпании;
-информацияо фактах нарушения установленных правовыми актами Российской Федерации порядкаведения бухгалтерского учета и представления финансовой отчетности, а такжеправовых актов Российской Федерации при осуществлении финансово-хозяйственнойдеятельности.
ПравлениеКомпании является коллегиальным исполнительным органом Компании, которыйежегодно формируется Советом директоров.
Правлениекомпании занимается выработкой и реализацией текущей хозяйственной политикиКомпании в целях повышения ее прибыльности и конкурентоспособности; разработкойи утверждением квартальных, годовых и перспективных планов деятельностиКомпании, бюджета и инвестиционной программы Компании и контролем за ихвыполнением; организует проведение Собраний акционеров и работы Советадиректоров Компании, обеспечениевает выполнение принятых ими решений;контролирует состояние работы по погашению дебиторской задолженности Компании.
2.2 Производство
ЛУКОЙЛявляется второй крупнейшей частной нефтегазовой компанией в мире по размерудоказанных запасов углеводородов. Доля Компании в общемировых запасах нефтисоставляет около 1%, в общемировой добыче нефти — около 2,4%. Компания играетключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится 18,6%общероссийской добычи и 18,9% общероссийской переработки нефти.
ДеятельностьГруппы можно разделить на четыре основных операционных сегмента:
Разведкаи добыча – деятельность по разведке иразработке нефтегазовых месторождений и добыче нефти и природного газа, котораяведётся главным образом в Российской Федерации, а также на территорииАзербайджана, Казахстана, Узбекистана, на Ближнем
Востоке,вЮжной Америке, Северной и Западной Африке.
Переработка,торговля и сбыт – переработка итранспортировка продукции,
деятельностьпо реализации нефти, природного газа и продуктов их переработки.
Нефтехимия– деятельность по производству и реализациинефтехимической продукции.
Энергетика– деятельность по генерации,транспортировке и реализации электро- и тепловой энергии, а также оказаниесопутствующих услуг.
Посостоянию на начало 2010 года доказанные запасы нефти Компании составляли 13696 млн барр., доказанные запасы газа – 22 850 млрд фут3, что в совокупностисоставляет 17 504 млн барр. н.э.
Основнымрегионом нефтедобычи Компании является Западная Сибирь. ЛУКОЙЛ также реализуетпроекты 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 2005году с введением в эксплуатацию Находкинского месторождения Компания началареализацию газовой программы, в соответствии с которой добыча газа будет растиускоренными темпами как в России, так и за рубежом, а доля газа будет доведенадо трети от суммарной добычи углеводородов. Ресурсной базой для реализации этойпрограммы являются месторождения Большехетской впадины, Каспийского моря иЦентрально-Астраханское месторождение в России, а также международные газовыепроекты – Кандым – Хаузак – Шады в Узбекистане и Шах-Дениз в Азербайджане.
ЛУКОЙЛвладеет нефтеперерабатывающими мощностями в России и за рубежом. В РоссииКомпании принадлежат четыре крупных НПЗ – в Перми, Волгограде, Ухте и НижнемНовгороде, и два мини-НПЗ. Совокупная мощность российских НПЗ составляет 45,1млн т/год нефти. За рубежом Компании принадлежат НПЗ в Болгарии, Румынии иУкраине, а также 49%-ая доля в нефтеперерабатывающем комплексе ISAB (о.Сицилия, Италия) и 45%-я доля в НПЗ TRN (Нидерланды). Совокупная мощностьзарубежных НПЗ Компании составляет 26,4 млн т/год нефти. В 2009 году на НПЗКомпании (с учетом долей в переработке на комплексах ISAB и TRN) былопереработано 62,70 млн т нефти, в том числе на российских – 44,46 млн т.
В 2008году в рамках реализации Программы стратегического развития на 2008–2017 годы вОАО «ЛУКОЙЛ» был создан новый бизнес-сектор – «Электроэнергетика». В него,помимо приобретенного в 2008 году ОАО «ЮГК ТГК-8» и собственных электростанцийна месторождениях в России, входят также предприятия, генерирующие электро- итеплоэнергию в Болгарии, Румынии и Украине. Общая выработка электрическойэнергии организациями сектора в 2009 году составила около 14,7 млрд кВт/ч,выработка тепловой энергии – 16,9 млн Гкал. В долгосрочной перспективебизнес-сектор «Электроэнергетика» станет важным фактором роста денежных потокови акционерной стоимости Компании.
Посостоянию 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 такжеСША, и насчитывала 199 объектов нефтебазового хозяйства с общей резервуарнойемкостью 3,13 млн м3 и 6 620 автозаправочных станций.
2.3 Основныефинансовые 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
Впервом 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 2009г. В то же время чистая прибыль за второй квартал 2010 г. составила 1 949 млндолл. США, что на 375 млн долл. США, или на 16,1%, ниже, чем за второй квартал2009 г. Положительная динамика чистой прибыли в основном объясняется резкимростом цен на углеводороды в первом полугодии 2010 г. по сравнению с первымполугодием 2009 г. Однако на наши результаты оказали негативное влияние ростналоговой нагрузки, укрепление рубля к доллару США и рост транспортных расходов.Наиболее существенно указанные негативные факторы повлияли на наши результатывторого квартала 2010 г., когда наша прибыль уменьшилась по сравнению саналогичным периодом 2009 г.
Цены нанефть и нефтепродукты на внутреннем рынке.
Практическився нефть добывается в России такими же вертикально интегрированнымиькомпаниями, как наша. Это приводит к тому, что бoльшая часть операцийпроводится между компаниями, входящими в состав той или иной вертикальноинтегрированной группы. В брезультате понятие сопоставимой цены на нефть навнутреннем рынке отсутствует. Цена на нефть, которая не перерабатывается и неэкспортируется ни одной из вертикально интегрированных компаний, определяется,как правило, от операции к операции с учётом мировых цен на нефть, но при этомбез прямой привязки или взаимосвязи. В любой момент могут наблюдатьсязначительные расхождения между регионами по ценам на нефть одного и того жекачества в результате влияния экономических условий и конкуренции. Цены нанефтепродукты на внутреннем рынке в определённой степени зависят от мировых ценна нефть, но при этом на них также оказывают прямое влияние конкуренция и спросна местном уровне.
Втаблице ниже приведены средние оптовые цены реализации нефтепродуктов в Россиив 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
Сравнениерезультатов деятельности Компании за шесть месяцев,
закончившихся30 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
Впервом полугодии 2010 г. наша выручка от реализации увеличилась на 14 894 млндолл. США, или на 42,7%, по сравнению с первым полугодием 2009 г. По сравнениюс первым полугодием 2009 г. операционные расходы увеличились на 694 млн долл.США, или на 22,3%, что в основном объясняется общим увеличением операционныхрасходов в России, вызванным реальным укреплением рубля к доллару США на 17,2%,ростом расходов на добычу углеводородов, транспортировку нефти до НПЗ и еёпереработку, а также ростом затрат предприятий энергетики. Стоимостьприобретённых нефти, газа и продуктов их переработки выросла в первом полугодии2010 г. на 7 003 млн долл. США, или на 52,8%, по сравнению с первым полугодием2009 г. в результате увеличения цен на нефть и нефтепродукты и роста объёмовзакупок нефтепродуктов. Транспортные расходы в первом полугодии 2010 г.увеличились на 424 млн долл. США, или на 18,0%, по сравнению с первым полугодием2009 г. Это увеличение было связано с ростом рублёвых тарифов на трубопроводныйи железнодорожный транспорт в России и усилено укреплением рубля. В составкоммерческих, общехозяйственных и административных расходов входятобщехозяйственные расходы, расходы по выплате заработной платы (за исключениемзатрат на выплату заработной платы работникам добывающих и перерабатывающихпредприятий), расходы по страхованию (кроме страхования имущества добывающих иперерабатывающих предприятий), на содержание и обслуживание объектов социальнойинфраструктуры, расходы, связанные с созданием резерва по сомнительным долгам,а также прочие расходы. В состав статьи «Износ и амортизация» входят износнефтегазодобывающих активов, прочих активов производственного и непроизводственногоназначения, амортизация нематериальных активов. По сравнению с первымполугодием 2009 г. расходы Компании, связанные с износом и амортизацией,увеличились на 57 млн долл. США, или на 2,8%. В первом полугодии 2010 г. общаясумма затрат на геолого-разведочные работы увеличилась на 77 млн долл. США, илина 111,6%, по сравнению с первым полугодием 2009 г. Затраты по списанию сухихскважин выросли на 71 млн долл. США, составив 94 млн долл. США. В течениепервого 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 объясняетсяэффектом от дисконтирования задолженности по НДС к возмещению нашего НПЗ наУкраине, что было связанос реструктуризацией этой задолженности. Налоги (кроменалога на прибыль) выросли в первом полугодии 2010 г. на 67,7%, или на 1 756млн долл. США, по сравнению с первым полугодием 2009 г. в основном в результатеувеличения расходов по налогу на добычу полезных ископаемых в России, чтообъясняется ростом мировых цен на нефть. Эффекты от применения нулевой ставкидля расчёта налога на добычу нефти в
Тимано-Печореи применения пониженной ставки налога на добычу на месторождениях с высокойстепенью выработанности привели к снижению расходов по налогам в первомполугодии 2010 г. примерно на 679 млн долл. США, по сравнению с примерно 600млн долл. США за аналогичный период 2009 г.
Глава 3. НК «Роснефть». Общая характеристика
«Роснефть»– лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовыхкомпаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка идобыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, атакже сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегическихпредприятий России. Ее основным акционером (75,16% акций) является ОАО«РОСНЕФТЕГАЗ», на 100% принадлежащее государству. В свободном обращениинаходится около 15% акций Компании.
3.1Корпоративное управление
Роснефть строго придерживается международных стандартов корпоративногоуправления, раскрытия информации, а также финансовой отчетности. С 2006 г.треть мест в Совете директоров занимают независимые директора. Компания следуетполитике высокой социальной ответственности не только перед своимисотрудниками, членами их семей и жителями регионов, в которых она осуществляетсвою деятельность, но и перед обществом в целом.
Члены Совета директоров ОАО «НК «Роснефть» избираются общимсобранием акционеров на срок до следующего годового общего собрания акционеров.
«Порядок выдвижения акционерами ОАО „НК“Роснефть» кандидатов в Совет директоров установлен ст. 53Федерального закона «Об акционерных обществах» и п. 9.6. Устава ОАО«НК „Роснефть“
Совет директоров избирается в составе 9 членов. В Советедиректоров обеспечено оптимальное соотношение исполнительных, неисполнительныхи независимых членов (3 члена Совета директоров являются независимыми).
Руководство текущей деятельностью ОАО «НК «Роснефть»осуществляется единоличным исполнительным органом (Президентом) и коллегиальнымисполнительным органом (Правлением). Исполнительные органы подотчетны Советудиректоров и общему собранию акционеров.
3.2Производство
Уже не первый год «Роснефть» является флагманом нефтяной отраслиРоссии, демонстрируя уверенные темпы роста добычи на фоне общеотраслевыхтенденций. В 2009 г. среднесуточная добыча нефти и газового конденсатаКомпанией выросла на 2,9%, до 2 182 тыс. барр./сут. По итогам года было добыто108,9 млн т (796,4 млн барр.) нефти и газового конденсата. «Роснефть» такжеявляется одним из крупнейших независимых производителей газа в России: добычаКомпанией в 2009 г. составила 12,7 млрд куб. м газа.
«Роснефть» работает практически во всех нефтегазоносных регионахРоссии: в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и Северном Кавказе, вТимано-Печоре и Поволжье, на шельфах Черного, Азовского и Каспийского морей, атакже на шельфе Камчатки.
«Роснефть» обладает уникальной по своему масштабу ресурсной базой.По состоянию на конец 2009 г. доказанные запасы углеводородов Компании поклассификации PRMS составляли 22,9 млрд барр. н. э. Это один из лучшихпоказателей среди публичных нефтяных компаний мира. При этом по запасам жидкихуглеводородов «Роснефть» является безусловным лидером.
Активное участие в геологоразведочных проектах обеспечивает НК«Роснефть» доступ к значительным перспективным ресурсам, которые являютсяосновой долгосрочного развития Компании. Согласно средней оценке DeGolyer &MacNaughton, по состоянию на конец 2009 г. совокупные перспективные извлекаемыересурсы проектов с участием НК «Роснефть» составляли более 47 млрд барр. н. э.
В отличие от многих своих конкурентов «Роснефть» располагаетдиверсифицированными и высококачественными нефтегазовыми активами. Благодарятакому преимуществу Компания способна обеспечивать быстрый, недорогой иустойчивый рост добычи как в краткосрочной и среднесрочной, так и долгосрочнойперспективе.
Геологоразведка.
«Роснефть» уделяет особое внимание проведению оптимального объемапоисково-разведочных работ и повышению их эффективности с целью восполнениядобычи углеводородов промышленными запасами и обеспечения стабильного ростадобычи в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
Компания осуществляет геологоразведочные работы в России и зарубежом самостоятельно и в рамках совместных проектов с российскими изарубежными партнерами.
Приоритетными регионами для НК «Роснефть» с точки зрениянаращивания ресурсного потенциала являются Дальний Восток, Восточная Сибирь ишельфы южных морей – Каспийского, Черного и Азовского. Кроме того, Компания проводитгеологоразведочные работы в традиционных регионах деятельности: в ЗападнойСибири, Поволжье, Тимано-Печоре и на юге европейской части России. «Роснефть»также участвует в перспективных геологоразведочных проектах в Алжире иКазахстане.
Активное участие в геологоразведочных проектах обеспечивает НК«Роснефть» доступ к значительным перспективным ресурсам, которые являютсяосновой долгосрочного развития Компании. Согласно средней оценке DeGolyer &MacNaughton, по состоянию на конец 2009 г. совокупные перспективные ресурсыпроектов с участием НК «Роснефть» составляли 6,5 млрд т н. э. (более 47 млрдбарр. н. э.).
В 2009 г. в рамках проектов с участием Компании были выполненызначительные объемы поисково-разведочного бурения и сейсмических исследований всоответствии с условиями лицензионных соглашений. Так, проходка в разведочномбурении составила 61,4 тыс. м, объем сейсморазведочных работ 2D – 6 641погонный км, сейсморазведочных работ 3D – 3 234 кв. км. Снижение объемовразведочных работ в 2009 г. по сравнению с 2008 г. связано с особенностямиграфиков проведения работ, зафиксированных в лицензионных соглашениях, а такжес оптимизацией расходов. Строительством были закончены 29 поисковых иразведочных скважин. В результате поискового и разведочного бурения Компаниейбыло открыто 5 месторождений и 9 новых залежей на ранее открытыхместорождениях.
За счет выполненных геологоразведочных работ, а такжеэксплуатационного бурения был получен прирост запасов категорий ABC1 пороссийской классификации в размере 143,8 млн т (1,05 млрд барр.) нефти игазового 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. мсоответственно). Основной прирост запасов обеспечили месторождения Западной иВосточной Сибири.
Высокие результаты геологоразведочных работ были достигнуты засчет оптимального сочетания необходимых объемов сейсмических исследований 2D и3D, профессиональной обработки и интерпретации сейсмических данных, грамотногоразмещения разведочных скважин. Благодаря высокой интенсивностигеологоразведочных работ и применению современных технологий «Роснефть» успешновосполняет свои доказанные запасы: по итогам 2009 г. коэффициент замещениядоказанных 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 иресурсы.
В 2009 г. «Роснефть» подтвердила свой статус крупнейшей публичнойнефтяной компании мира по объему запасов жидких углеводородов. Компаниястремится эффективно восполнять и наращивать свою ресурсную базу с цельюобеспечения стабильного роста добычи в среднесрочной и долгосрочнойперспективе.
Согласно аудиту компании DeGolyer & MacNaughton, по состояниюна 31 декабря 2009 г. доказанные запасы нефти НК «Роснефть» по классификацииPRMS составляли 2 483 млн т (18 058 млн барр.), газа — 816 млрд куб. м.Благодаря значительному объему и высокой эффективности геологоразведочных работдоказанные запасы углеводородов Компании увеличились в 2009 г. до 3 139 млн тн. э. (22 858 млн барр. н. э.). Коэффициент замещения доказанных запасовуглеводородов составил по итогам года 163%, в том числе 146% по запасам нефти.
Запасы Компании расположены как в традиционных регионахнефтегазодобычи (юг европейской части России, Западная Сибирь, ЦентральнаяРоссия), так и в новых перспективных регионах (Восточная Сибирь, ДальнийВосток, Тимано-Печора). Около 76% всех доказанных запасов нефти Компаниисосредоточено в Западной Сибири, в основном в Ханты-Мансийском автономномокруге. Еще около 10% запасов нефти находится в Восточной Сибири. В Западной Сибиритакже находится порядка 80% доказанных запасов газа Компании, которыерасположены главным образом в Ямало-Ненецком автономном округе. Большая частьзапасов углеводородов НК «Роснефть» относится к категории традиционных. Поитогам 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 ивозможных запасов, которые служат надежной базой для дальнейшего ростадоказанных запасов. Так, по итогам 2009 г. вероятные запасы Роснефти поклассификации PRMS составили 1 516 млн т (11 013 млн барр.) нефти и 518 млрдкуб. м газа, а возможные запасы — 1 149 млн т (8 420 млн барр.) нефти и 450млрд куб. м газа.
«Роснефть» также проводит аудит запасов по классификации SEC (наусловиях оценки до конца срока рентабельной разработки месторождений). Согласноаудиту DeGolyer & MacNaughton, на 31 декабря 2009 г. доказанные запасыКомпании по классификации SEC составили 1 915 млн т (13 931 млн барр.) нефти и207 млрд куб. м газа.
«Роснефть» активно участвует в различных геологоразведочныхпроектах в России и за рубежом, которые являются основой для восполнения инаращивания 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 декабря2009 г., средняя оценка суммарных перспективных ресурсов по геологоразведочнымпроектам с участием Роснефти составила 6,5 млрд т (более 47 млрд барр.) нефти.
Запасы и ресурсы углеводородов Роснефти по оценке компанииDeGolyer & 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 полностьюконсолидируемых дочерних обществ, специализирующихся на добыче и разработкеместорождений Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре, Центральной России,южной части Европейской России и на Дальнем Востоке. Компания также владеет20%-ной долей в СРП по проекту «Сахалин-1», который консолидируется напропорциональной основе. Кроме того «Роснефть» участвует в пяти добывающихсовместных предприятиях, которые учитываются по методу участия в капитале.
Крупнейшие и наиболее значимые предприятия Компании(Юганскнефтегаз и Пурнефтегаз в Западной Сибири, а также Самаранефтегаз вЦентральной России) в совокупности обеспечили большую часть добычи нефтиКомпанией (79% в 2009 г.).
В 2009 г. «Роснефть» подтвердила статус лидера по добыче нефти вРоссии. По итогам года Компания добыла 108,9 млн т (2,18 млн барр./сут.) нефтии газового конденсата (по международным стандартам), что на 2,6% вышеаналогичного показателя предыдущего года. Рост был обеспечен прежде всеговводом в эксплуатацию Ванкорского месторождения, а также активной разработкойместорождений «Юганскнефтегаза» и «Самаранефтегаза».
«Роснефть» является одним из крупнейших независимых производителейгаза в Российской Федерации. В 2009 г. Компания добыла 12,7 млрд куб. мприродного и попутного газа, что на 2,4% превышает уровень 2008 г.
В 2009 г. усилия Компании были сконцентрированы на контроле надрасходами, повышении операционной эффективности действующих активов ивовлечении в эксплуатацию имеющихся запасов углеводородов. Производственные иоперационные расходы сегмента «Геологоразведка и добыча» снизились на 545 млндолл. по сравнению с 2008 г. При этом удельные операционные расходы на добычусоставили 2,57 долл. на барр. и 2,34 долл. на барр. н. э. по сравнению с 3,41долл. на барр. и 3,11 долл. на барр. н. э. в 2008 г. Снижение удельныхоперационных расходов произошло вследствие номинального обесценения рубля поотношению к доллару на 21,6% год к году, а также благодаря предпринятым мерампо снижению затрат.
В 2009 г. объем эксплуатационного бурения по консолидируемымобществам НК «Роснефть» (кроме проекта Сахалин-1) составил 2 278 тыс. м. Вдобычу из эксплуатационного бурения было введено 733 нефтяных и 3 газовыхскважины. Добыча по новым скважинам составила 10,6 млн т (77,3 млн барр.) нефтии газового конденсата и 0,5 млрд куб. м газа. По состоянию на конец 2009 г. действующийфонд нефтяных и газоконденсатных скважин консолидируемых обществ НК «Роснефть»насчитывал 17,58 тыс. скважин. Сокращение действующего фонда добывающих скважинпо сравнению с концом 2008 г. связано с проведением комплекса мероприятий пооптимизации фонда, в том числе по закрытию низкодебитных и высокообводненныхскважин.
Средний дебит новых добывающих скважин консолидируемых обществКомпании составил 89,1 т/сут (652 барр./сут). Средний дебит по всему фондудобывающих скважин составил 15,5 т/сут (114 барр./сут), что на 8% вышеаналогичного показателя предыдущего года.
В 2009 г. затраты консолидируемых обществ НК «Роснефть» наразработку запасов составили 5 422 млн долл., что на 15% меньше по сравнению спредыдущим годом. Снижение в основном связано с номинальным обесценением рубляпо отношению к доллару. Основная часть затрат связана с разработкой Ванкорскогоместорождения.
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
Газоваястратегия.
«Роснефть» является одним из крупнейших в России независимыхпроизводителей газа. Доля газа в суммарной добыче углеводородов Компаниисоставляет в настоящее время около 10%. При этом с каждым годом газовый секторприобретает все большее значение для Компании. Это обусловлено наличием у НК «Роснефть»значительных неразрабатываемых запасов газа, а также постоянным ростомрентабельности данного сектора на фоне растущих цен на газ. Потенциал«Роснефти» по добыче газа превышает 55 млрд куб. м в год. Рост добычи газаКомпании ограничен доступом к транспортной системе компании «Газпром» испособностью Газпрома обеспечить приобретение газа на внутреннем рынке(«Роснефть» не может экспортировать природный газ, поскольку Газпромупринадлежит 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 (поклассификации PRMS) составляли 816 млрд куб. м, причем разрабатывалось менеечетверти этих запасов. Порядка 70% доказанных запасов газа Компании находится вЯмало-Ненецком автономном округе (Западная Сибирь), главным образом вЯмало-Ненецком автономном округе, причем 46% приходится на Харампурскоеместорождение.
Газовая стратегия НК «Роснефть» охватывает как континентальные,так и шельфовые месторождения газа. Центральным проектом стратегии являетсяразработка крупного Харампурского месторождения. Газ, добываемый в рамкахданного и прочих континентальных проектов, планируется реализовывать Газпрому иместным потребителям. Сахалин-1 на Дальнем Востоке — основной шельфовый газовыйпроект Компании. В рамках данного проекта с конца 2005 г. ведется коммерческаядобыча газа. Перспективными шельфовыми газовыми проектами являются Сахалин-3 иСахалин-5.
Одним из приоритетных направлений газовой стратегии Компанииявляется повышение уровня использования попутного нефтяного газа. По итогам2009 г. уровень использования составил 65,3% % по сравнению с 61,1% в 2008 г. В2009 г. продолжалась активная реализация соответствующей программы. Так, вышлана проектную мощность первая газокомпрессорная станция Приобского месторожденияв Ханты-Мансийском автономном округе, что позволило увеличить объем полезногоиспользования попутного газа на 700 млн куб. м в год. В конце 2009 г. завершилсяэтап общестроительных работ на первой очереди Приобской газотурбиннойэлектростанции, начались пусконаладочные работы. Проектная мощность станциисоставляет 300 МВт, она будет потреблять свыше 500 млн куб. м газа в год.
В декабре 2009 г. завершен также комплекс строительных работ наТарасовской газопоршневой электростанции в Западной Сибири. Проектная мощностьстанции составляет 54 МВт, она будет потреблять около 80 млн куб. м газа в год.
Программа по повышению уровня использования попутного нефтяногогаза предполагает также использование механизмов Киотского протокола. В 2009 г.в рамках соглашений по продаже единиц сокращения выбросов, заключенныхКомпанией в 2008 г. со Всемирным банком и компанией «Карбон Трейд энд ФайнэнсСикар С. А.» (совместное предприятие Dresdner Bank и ОАО «Газпромбанк»),продолжались работы по созданию инфраструктуры для утилизации попутногонефтяного газа на месторождениях Харампурской группы и Комсомольскомместорождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Кроме того, в 2009 г. проведенаверификация (подтверждение) объемов сокращения выбросов, полученных поХасырейскому месторождению в Ненецком автономном округе. Реализация соглашенийпозволит частично компенсировать инвестиции, направляемые на реализациюпрограмм повышения эффективности использования попутного газа на указанныхместорождениях.
В 2009 г. добыча природного и попутного газа составила 12,68 млрдкуб. м, что на 2,4% превышает уровень 2008 г.
Основныепоказатели 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 иинновации.
Корпоративный научно-проектный комплекс (КНПК) включает в себяКорпоративный научно-технический центр (КНТЦ) и 10 региональныхнаучно-исследовательских и проектных институтов (КНИПИ), из которых 7институтов относятся к блоку разведки и добычи, 3 – к блоку переработки исбыта. Таким образом, КНПК осуществляет научно-методическое сопровождение всейпроизводственной цепочки Компании.
Управление инновационной деятельностью осуществляется с помощьюсистемы целевых инновационных проектов.
Разведка.
Целевые инновационные проекты в области геологоразведки направленына снижение геологических рисков и повышение точности определения перспективныхструктур.
В 2009 г. специалистами КНПК были выполнены методическиеразработки по оценке рисков геолого-разведочных проектов, вероятностной оценкересурсов и по приоритетным направлениям лицензирования на суше РФ с цельюоткрытия крупных месторождений углеводородов. Велись исследования, апробация ивнедрение в практику новых технологий моделирования месторождений.
Также продолжались исследования по созданию современныхрегиональных геологических моделей осадочных бассейнов на шельфе морей РФ,оценке их ресурсного потенциала, ранжированию перспективных участков иобъектов, по анализу геологических рисков, подготовке рекомендаций к программамлицензирования и геолого-разведочных работ на основе новейшихтехнико-методологических подходов.
Помимо этого, в 2009 г. на основе комплексного анализа критериевнефтегазоносности с использованием современных технологий прогнозирования былиданы рекомендации по лицензированию перспективных участков для наращиванияресурсной базы Компании в Восточной Сибири, Алжире, азербайджанском сектореакватории Каспийского моря, в Ираке, на шельфе Абхазии. Подготовленыпредложения по геолого-разведочным работам на шельфе Каспийского моря и вКазахстане. В результате проведенных работ приобретены активы в Ненецкомавтономном округе, в Самарской области и на Сахалине, в Абхазском сектореакватории Черного моря.
В рамках целевых инновационных проектов разработан атлассейсмостратиграфических особенностей волновой картины Дальнего Востока, шельфаОхотского моря и северных морей России. Кроме того, начаты работы по созданиюцифровой региональной геолого-геофизической основы для планированиягеолого-разведочных работ в различных регионах деятельности Компании.
Разработка.
В 2009 г. продолжалась реализация проектов освоения месторождений,основанных на интегрированном подходе – построении единой модели, учитывающейвсе аспекты разработки (пласт, скважины, поверхностное обустройство,экономические расчеты). По важнейшим месторождениям Компании выполнен 31интегрированный проект (в 2008 г. – 10 проектов, в 2007 г. – 5).
В рамках целевых инновационных проектов:
разработан алгоритм и создан рабочий инструмент для расчета добычии целевого коэффициента извлечения нефти в неоднородных и расчлененных пластах;
создана и апробирована методика использования данных нормальнойэксплуатации при оценке пластового давления;
разработан шаблон применения систем разработки при заводнении дляпроведения экспресс-оценок при стратегическом планировании систем заводнения сучетом особенностей систем заканчивания скважин;
разработан шаблон применения технологий и алгоритмов расчетавариантов разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием наиболееэффективных технологий;
проведена оптимизация схем разработки низкопроницаемых пластовПриобского, Мало-Балыкского, Угутского и Средне-Угутского месторождений смаксимальным использованием потенциала гидравлического разрыва пласта. Выбороптимальной сетки скважин осуществляется с использованием последних разработокв области сопряженного геомеханического и гидродинамического моделирования(University of Calgary, Канада);
достигнуто повышение эффективности большеобъемных кислотныхобработок за счет внедрения комплексного подхода к контролю качества реагентови использования новых отклонителей.
В 2009 г. для повышения эффективности бурения и заканчиванияскважин при их строительстве и реконструкции проведены испытания и внедрениеновой техники и технологий (12 технологий на 448 скважинах).
В 2009 г. Компания запустила в эксплуатацию Ванкорскоеместорождение, уникальность которого заключается не только в размерах егозапасов, но и в примененных при его проектировании и строительствеинновационных и технологических решениях. В частности, таких, как:
Строительство скважин с большими отходами от вертикали и сложнымитраекториями (с использованием современных отечественных буровых установок БУ4500/270ЭКБМ грузоподъемностью 270 т).
Применение горизонтальных скважин, что по сравнению с применениемвертикальных скважин позволило увеличить коэффициент продуктивности скважин всреднем в 3,2 раза, снизить обводненность продукции в 2,7 раза.
Использование роторных управляемых систем, позволяющих буритьскважины в заданном направлении. Это повысило эффективность буровых работ в 2,5раза по сравнению с применением стандартных компоновок низа бурильной колонныдля наклонно направленного бурения. Роторно управляемые системы бурения скважинобеспечили максимальное увеличение отхода траекторий от вертикали до 2 700 м,что позволило уменьшить число кустовых оснований и капитальные вложения.
Геологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин вреальном времени (геонавигация) с проведением геофизических исследованийскважин непосредственно во время бурения.
Управление притоком в горизонтальных скважинах: установка вгоризонтальные стволы специальных устройств контроля притока ICD для снижениядоли воды и газа в продукции скважины.
Внедрение комплексной системы управления добычей TPMSYS™, котораяпроводит оперативный мониторинг показателей скважин и расчеты необходимыхпараметров, что позволяет оптимизировать работу любой скважины.
3D-проектирование объектов обустройства.
Использование технологических модулей высокой степени готовности(прошедших испытания на заводах-изготовителях) при строительстве объектовобустройства, что позволило сократить строительно-монтажные работы на самомместорождении на 67%.
Технология термостабилизации грунта.
Добыча.
В 2009 г. в рамках целевых инновационных проектов с цельюповышения эффективности процессов добычи:
разработаны шаблон применения технологий механизированной добычинефти и методические указания по его использованию;
разработана система поддержки принятия решений для увеличенияэнергоэффективности процесса добычи на базе программного комплекса «Rosneft — WellView»;
разработана и апробирована программа по дизайнуремонтно-изоляционных работ с использованием математического моделирования;
доработана, реализована и апробирована методика расчета параметрови выбора технологии предупреждения солеотложения;
разработан симулятор для проектирования дизайна большеобъемныхкислотных обработок карбонатных коллекторов.
В 2009 г. продолжилось внедрение комплексной системы управлениядобычей Total Production Management System (TPMSYS™), позволяющей специалистамКомпании оптимизировать работу любой скважины на основе геофизических данных иполной информации о ее конструкции, текущих параметрах работы и используемомоборудовании. Введен в промышленную эксплуатацию программный комплексмониторинга и оптимизации режимов работы механизированных скважин и погружногооборудования «РН-Wellview». Инженерное сопровождение сложныхгеолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось более чем на 960скважинах. Суммарный годовой эффект от применения инженерных методик комплексаTPMSYS™ 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 проведеныуспешные испытания новой техники. Так, например, в ОАО «Самаранефтегаз» с цельюинтенсификации притока вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществлялосьглубоко проникающими перфораторами ПКТ-89 КЛ и ПКТ-73 КЛ на депрессии; на 20скважино-операциях было отработано применение технологии проведения гидроразывапласта (ГРП) на скважинах с зарезкой боковых стволов (ЗБС) без воздействия наматеринскую колонну. В отчетном году в ОАО «Самаранефтегаз» на трех объектахбыло применено оборудование STOPL с полевыми разборными рукавами для проведенияремонтных работ без остановки перекачки транспортируемого продукта.
В рамках развития технологической информационной системы блока«Добыча» в 2009 г. в ЗАО «Ванкорнефть» внедрены модули, обеспечивающиемониторинг эксплуатационного фонда нефтяных и нагнетательных скважин, текущегои капитального ремонта скважин, работы технологических объектов (УПСВ-Юг,НПС-1,2, КНПС и пр.) в режиме реального времени. Ведется дальнейшаямодернизация и развитие технологических информационных систем, таких, как«ЦДС», «РН-Добыча. Техрежим скважин», «ТИС-Добыча». Идет внедрение современнойсистемы телемеханики «КИУС».
3.3 Основныефинансовые показатели
В2008г. чистая прибыль НК «Роснефть» составила рекордные 11,1 млрд долл.; чистыйдолг 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 12месяцев 2008г. прибыль до уплаты процентов, налога на прибыль и амортизации(EBITDA) составила рекордные 17 108 млн долл., что на 18,3% больше, чем в2007г. Показатель EBITDA за IV кв. 2008г. составил 32 млн долл. по сравнению с5 084 млн долл. в IV кв. 2007г.
Чистаяприбыль 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 прибыльсоставила 775 млн долл. (в IV кв. 2007г. – 2 179 млн долл.).
В2008г. Компания сократила чистый долг на 4 992 млн долл. до 21 283 млн долл.При этом отношение чистого долга к показателю EBITDA (за предшествующие 12мес.) снизилось с 1,8 до 1,2, а отношение чистого долга к капиталу снизилось до35%. В целом за 12 мес. было выплачено и рефинансировано свыше 16 млрд долл.задолженности, включая погашение последнего транша по бридж-кредиту на общуюсумму 22 млрд долл., привлеченному в начале 2007г. В настоящее время размерзадолженности Компании к погашению в течение 2009г. составляет порядка 7 млрддолл. (по обменному курсу 35 руб./долл., с учетом нового синдицированногобанковского кредита в размере 1 350 млн долл., соглашение о привлечениикоторого было подписано в январе 2009г.), что составляет менее половины общегообъема рефинансирования за 2008г.
Улучшениеосновных финансовых показателей в 2008г. связано с сохранением лидирующихтемпов роста среднесуточной добычи нефти, усилением контроля над расходами,повышением маржи в сегменте переработки и сбыта, а также рекордно высокимуровнем цен на нефть и нефтепродукты в первой половине года. Рост финансовыхрезультатов сдерживался, прежде всего, увеличением налоговой нагрузки(суммарные налоговые расходы в 2008г. достигли исторического максимума в 38,7млрд долл. по сравнению с 26,7 млрд долл. в 2007г.), ростом транспортныхтарифов (на 8 – 31%), реальным укреплением рубля к доллару, наблюдавшимся доIII кв. 2008г., а также резким падением цен на нефть и нефтепродукты во второйполовине года.
В2008г., несмотря на достаточно высокие темпы инфляции, Компании удалось снизитьпроизводственные и операционные расходы на добычу до 3,41 долл./барр. с 3,48долл./барр. в 2007г.
Капитальныезатраты Компании за 12 мес. 2008г. составили 8 732 млн долл., увеличившись на28,8% по сравнению с 2007г. (включая чистое увеличение стоимости материалов вразмере 578 млн долл.). Рост связан, в основном, с расширением масштабовдеятельности на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз», а также на Ванкорскомместорождении. Относительно аналогичного периода 2007г. в IV кв. 2008г.капитальные затраты возросли на 2,9% – до 2 307 млн долл.
В2008г. НК «Роснефть» сохранила мировое лидерство по темпам роста добычи нефти.Так, среднесуточная добыча (включая добычу дочерними обществами и долю в добычезависимых обществ) увеличилась на 4,6% до 2 121 тыс. барр./сут по сравнению c 2027 тыс. барр./сут в 2007г.; при этом органический рост составил 3,3%. Снижениедобычи в IV кв. 2008г. относительно аналогичного периода предыдущего годасвязано с продажей 50-процентной доли в компании «Томскнефть» в конце 2007г.Без учета добычи «Томскнефти», в IV кв. 2008г. объемы добычи Компанииувеличились на 0,4% по сравнению с IV кв. 2007г.
В2008г. выпуск нефтепродуктов составил 46,44 млн тонн, увеличившись на 21,0% посравнению с 2007г. Столь значительный рост связан с увеличением объемовпереработки на Туапсинском и Комсомольском НПЗ, а также c приобретением пятикрупных НПЗ во II кв. 2007г. В IV кв. 2008г. объем производства нефтепродуктовсоставил 11,46 млн т.
Объемырозничной реализации нефтепродуктов в 2008г. выросли в 1,8 раза по сравнению с2007г. и составили 4,06 млн т. В IV кв. 2008г. через розничную сеть Компаниибыло реализовано 0,97 млн т нефтепродуктов, что на 20% превысило показательаналогичного периода 2007г.
В2009г. показатель EBITDA НК «Роснефть» составил 13,6 млрд долларов США, чистыйдолг 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%
За2009г. выручка от реализации составила 46 826 млн долларов, что на 32,1% нижеаналогичного показателя 2008г. Снижение выручки связано со снижением цен нанефть и нефтепродукты. Показатель EBITDA за 2009г. составил 13 565 млндолларов, что на 20,7% ниже аналогичного показателя за 2008г. Уменьшениесвязано, в первую очередь, со снижением выручки от реализации из-за болеенизких, чем в предыдущем году, цен на нефть и нефтепродукты.дукты. Чистаяприбыль за 2009г. достигла 6 514 млн долларов, что на 35,9% ниже аналогичногопоказателя за 2008г. Снижение прибыли частично объясняется увеличениемэффективной 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 млндолларов, и выплатила 622 млн долларов в качестве дивидендов. Снижение чистогодолга стало возможным благодаря генерации свободного денежного потока в 3,4млрд долларов, из которых 1,2 млрд долларов были получены в IV квартале 2009г.В 2009г. «Роснефть» значительно улучшила свой кредитный портфель. Так, размеркраткосрочного долга сократился на 6,2 млрд долларов, доля долгосрочного долгавозросла с 42% до 67% от суммарной задолженности, а отношение чистого долга кEBITDA составило 1,36. В 2009г. среднесуточная добыча нефти составила 2 182тыс. барр./сут., что на 2,9% превышает уровень 2008г. Основным фактором ростадобычи стало Ванкорское месторождение, которое было официально введено вэксплуатацию в августе 2009г. В декабре 2009г. среднесуточная добыча наместорождении составила 205 тыс. барр./сут., а в конце января 2010г.увеличилась до 220 тыс. В 2009г. выпуск нефтепродуктов увеличился до 47,1 млнтонн, или на 1,3% по сравнению с предыдущим годом. В 2009г. удельные затраты надобычу нефти составили 2,57 долл./барр., что на 24,6% ниже по сравнению суровнем 2008г. Несмотря на 8,8-процентную инфляцию за 2009г., снижение удельныхзатрат на добычу нефти в рублевом выражении составило 3,8%. Операционные расходыНПЗ 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 проведениеммероприятий по сокращению затрат и увеличением внутригрупповых запасовнефтепродуктов.
Заключение
Нефтегазоваяпромышленность остается важнейшей отраслью в экономике современной России.Несмотря на спад объемов добычи нефти после распада СССР, на долю Россииприходится 12,8 процентов от мирового объема добычи нефти. После того, как в2006 – 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 годувышла на первое место по добыче нефти, несмотря на то, что по сравнению с 2007годом объем даже несколько сократился.
Болееполовины от всего объема нефтедобычи поступает из Западной Сибири, причембольшая часть приходится на Ханты-Мансийский Автономный округ. Следом идетевропейская часть России, главным образом Урал и Поволжье.
Лицензиина добычу нефти и газового конденсата в России на 1 января 2009 года имели 294предприятия. При этом, 132 из этих предприятий входят в 10вертикально-интегрированных структур. На долю этих структур приходится около 92процентов добычи российской нефти.
Вотчете я рассмотрела три крупных компании нефтегазовой промышленностиРоссийской Федерации: ОАО «Газпром», НК«Лукойл, НК «Роснефть». Несмотря насерьезнейшие колебания мировых цен на нефть в 2008 году, в связи с наступившимкризисом, итоги этого года были довольно удачными для российских нефтегазовыхпредприятий. Именно эти три компании заняли первые три места в рейтингекрупнейших по объему реализации российских компаний Эксперт-400: „Газпром“,реализовавший по итогам 2008 года продукции на сумму 3518960,0 миллионов рублейи получивший чистую прибыль 742928,0 миллионов рублей, НК „Лукойл“ свыручкой 2146412,4 миллиона рублей и чистой прибылью 227319,8 миллионов рублейи НК „Роснефть“ (выручка — 1140203,9 миллион рублей, чистая прибыль — 276443,2 миллиона рублей).
Чистаяприбыль ОАО «Газпром» в 2009 году увеличилась на 5%, у НК «Лукойл»- уменьшиласьна 12,5%, у НК «Роснефть» уменьшилась на 35%. Выручки от продаж снизились у всекомпаний. У ОАО «Газпром» уменьшилась на 8%, у НК «Газпром» на 8%, более всехкризис повлиял на выручку от продаж у НК «Роснефть» -уменьшилась на 32%. Наконец 2009 года долг у ОАО « Газпром» возрос на 35%, у НК «Лукойл» сократилсяна 20%, у НК «Роснефть», уменьшался на 13%.
Длявсех компаний это был тяжелый год, но кризис подтолкнул компании к болееактивной инновационной деятельность, предусматривающей разработку перспективныхпланов и программ для устойчивого развития сырьевой базы и создание новыхтехнологий для эффективной добычи природного сырья.
СПИСОКЛИТЕРАТУРЫ
1. tradefor.ru/foundations/issuer/about_issuers/gazprom/
2. www.gazprom.ru/
3. www.lukoil.ru/
4. www.rosneft.ru/
5. www.rb.ru/topstory/business/2009/06/19/170116.html
6. www.bfm.ru/articles/2010/08/09/rosneft-nespeshno-vernula-dolg-jukosu.html
7. elysium-p.livejournal.com/10251.html
8. www.tehnoprogress.ru/lenta/news65711.html
9. www.rb.ru/topstory/economics/2010/04/29/164822.html