Проблемы и перспективы деятельности ТНК (Транс-Национальной Корпорации) нефтегазового кластера в РФ

Однако окончательное соглашение о реализации проекта между иностранными партнёрами и ОАО «Газпром» так и не было подписано летом 2012 г. Компания «Статойл» вернула ОАО «Газпром» свою долю в размере 24% в совместном предприятии.

В рамках первой фазы проекта компания «Штокман Девелопмент АГ» провела комплекс инженерных работ и исследований, выполнила оценку рисков проекта, подготовила проектную документацию по российским и международным стандартам, завершила предварительную госэкспертизу морских объектов.

Добычу газа планировалось проводить с помощью подводных добычных комплексов и специальных плавучих платформ судового типа, которые можно быстро отсоединить и увести с траектории движения айсбергов. Добытый газ по подводным трубопроводам будет поставляться на берег в район посёлка Териберка, где планируется сооружение завода по производству СПГ первоначальной общей мощностью двух линий 7,5 млн. тонн/год, портового транспортно-технологического комплекса и других производственных объектов.

Компания «Газпром» планировала строительство газопровода «Мурманск-Волхов» для транспортировки добытого газа в Единую систему газоснабжения России, а сжиженный газ предполагалось грузить на танкеры и поставлять покупателям морским путём. Первоначально предполагалось начать добычу газа в 2013 г., и в 2014 г. произвести первый СПГ. Но в феврале 2010 г. проект был отложен на три года по причине снижения спроса на газ на европейском рынке. Впоследствии ввод в эксплуатацию Штокмановского месторождения был намечен на 2016 г., пуск завода СПГ — на 2017 г.

В начале 2013 г. компания «Газпром» объявила тендер по выбору проектировщика завода по производству СПГ максимальной проектной мощностью до 30 млн. тонн СПГ/год, но уже летом тендер был отменён. В июне 2013 г. заместитель председателя правления «Газпрома» заявил, что месторождение, возможно, будут осваивать уже следующие поколения, а позже «Газпром» поставил его в план только после 2019 г.

Формально работы над проектом обустройства Штокмановского месторождения продолжаются, но пока «Газпром» считает данный проект экономически неэффективным при сложившейся ценовой конъюнктуре рынка и прогнозных ценах на СПГ. Тем не менее, Штокмановский проект является очень значимым для России. Его важность определяется несколькими факторами.

Во-первых, это диверсификация экспорта российского газа, который будет поставляться не только по трубопроводу «Северный поток» в обход Украины в Европу, но и в виде СПГ на мировой рынок. Во-вторых, реализация данного проекта позволит укрепить энергетическую безопасность России, так как запасы одного лишь Штокмановского месторождения сопоставимы с запасами газа ряда стран, которые являются значимыми игроками на мировом газовом рынке, например, Алжира и Индонезии. В-третьих, в случае успеха Штокмановский проект создаст основу для дальнейшего освоения арктического шельфа, а также позволит привлечь современные технологии, а также использовать опыт в этой сфере ведущих иностранных компаний.

Также очень перспективным российским проектом является «Ямал СПГ».

На полуострове Ямал и в прилегающих акваториях открыто одиннадцать газовых и пятнадцать нефтегазоконденсатных месторождений. Геологи оценивают запасы газа месторождений в 16 трлн. куб. м, конденсата — 230,7 млн. т, нефти — 291,8 млн. т, а при проведении дополнительных геологоразведочных работ в перспективе запасы могут быть увеличены в 1,5−2 раза.

Попытки освоить нефтегазовые месторождения полуострова Ямал предпринимались ещё в 1980;е годы, однако суровые климатические условия, а впоследствии и политическая ситуация не позволили в то время реализовать данный проект. Сегодня на фоне снижения добычи углеводородов на основных месторождениях Западной Сибири, вопрос освоения Ямала становится актуальным. Тем не менее, необходимо помнить, что добыча газа в этом регионе, характеризующемся продолжительной арктической зимой, сильной заболоченностью, отсутствием дорог и специфической экосистемой, потребует значительных финансовых и трудовых ресурсов.

Лицензии на разработку Бованенковского, Харасавэйского, Новопортовского, Крузенштернского, Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского и Малыгинского месторождений на полуострове Ямал принадлежат компании «Газпром». Освоение месторождений суши Ямала планируется осуществить путем создания трех промышленных зон — Бованенковской, Тамбейской и Южной, с каждой из которых связаны свои месторождения. Самым крупным по запасам газа является Бованенковское месторождение — 4,9 трлн. куб. м. Начиная его освоение, компания «Газпром» выбрала традиционный трубопроводный вид поставок газа и разработала программу по строительству соответствующей инфраструктуры. В октябре 2012 г.

Бованенковское месторождение было пущено в эксплуатацию. Это позволит компании «Газпром» получить доступ к новым ресурсам, но не новым рынкам.

Именно желание выйти на новые рынки и диверсифицировать свои поставки в итоге привело к тому, что в июне 2010 г. на площадке XIV Петербургского Международного экономического форума между компаниями «Газпром» и «НОВАТЭК», крупнейшим независимым производителем природного газа в России, было подписано Соглашение о сотрудничестве, которое определило основные условия взаимодействия двух компаний в реализации проекта по производству СПГ на базе Южно-Тамбейского месторождения. С этой целью ещё в 2005 г. была создана компания ОАО «Ямал СПГ». Сейчас 60% её акций находится в собственности у ОАО «НОВАТЭК», по 20% - у французской «Тоталь» («Total») и китайской «CNPC» («СиЭнПиСи»).

ОАО «Ямал СПГ» владеет лицензией сроком до 2045 г. на освоение Южно-Тамбейского месторождения, открытого в 1974 г. Его запасы оцениваются в 1,3 трлн. куб. м газа. По состоянию на конец 2012 г. доказанные запасы составляли 481,1 млрд.

куб. м газа и 13,4 млн. т жидких углеводородов.

Месторождение считается крупнейшим активом компании «НОВАТЭК». Оно состоит из 5 газовых пластов неглубокого залегания и 37 газоконденсатных пластов глубокого залегания508. Компания «Ямал СПГ» должна была представить достаточно сложный план-проект по сооружению завода по производству сжиженного газа, портового комплекса и сопутствующей инфраструктуры, которые придётся строить далеко за полярным кругом. Для проведения работ по предпроектному изысканию была приглашена специализированная международная компания «Чикаго Бридж энд Айрон» («Chicago Bridge & Iron» (CBI)), зарегистрированная в Нидерландах, но имеющая американское происхождение. В перечень услуг, предоставляемых «Чикаго Бридж энд Айрон» для «Ямал СПГ», входило проектирование завода по производству сжиженного газа, резервуаров для хранения и портовых мощностей.

Для выполнения своих обязательств американская компания обязалась привлечь иностранных партнёров — японскую инжиниринговую корпорацию «Чиёда» («Chiyoda») и итальянскую компанию «Саипем» («Saipem»), а также взаимодействовать с российским проектным институтом «НИПИгазпереработка».

В настоящее время ОАО «Ямал СПГ» планирует строительство трёх производственных линий мощностью по 5,5 млн. т СПГ/год, причем запуск первой официально намечен на 2017 г. В 2012;2013 гг. компания завершила разработку проектной документации по российским и международным стандартам, начала обустройство кустовых площадок для бурения первых эксплуатационных скважин, выбрала подрядчика на проектирование, поставку оборудования, материалов и комплектующих, строительство СПГ-завода. Им стал консорциум компаний «Текнип Франс» («Technip France») и «Джей

ДжиСи Корпорейшн" («JGC Corporation»). По состоянию на октябрь 2013 г. компания «Ямал СПГ» получила все необходимые согласования проектной документации, необходимые для строительства объектов инфраструктуры, добычи, подготовки, сжижения газа на Южно-Тамбейском месторождении и отгрузки СПГ и газового конденсата в порту Сабетта.

Таким образом, новых возможностей для строительства заводов по сжижению газа в России достаточно. В случае их реализации Российская Федерация сможет стать одним из крупнейших поставщиков СПГ на азиатском, а возможно, и мировом рынках. Однако насколько это стремление будет актуальным и оправданным через 10−15 лет на фоне развития альтернативных источников энергии, трубопроводных поставок и ряда других факторов трудно предполагать. Очевидно лишь одно, в России каждый проект по строительству завода сжижения природного газа и соответствующей инфраструктуры достаточно сложный, трудоёмкий и требует значительных инвестиций, учитывая холодный климат и затяжные зимы, поэтому к реализации каждого проекта необходимо подходить индивидуально, проводить комплексный анализ, принимать во внимание постоянно меняющиеся тенденции на мировом рынке СПГ, запросы и возможности потребителей.

В связи с политическими и экономическими сложностями, проекты СПГ остановились.

Все отечественные СПГ-проекты (кроме северо-западного), включая действующий завод, целиком ориентированы на поставку продукции в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). И если они будут сорваны, то конкуренты с радостью займут место на этом рынке. «Сегодня Азия — самый интересный рынок для глобальных игроков энергетического сектора. Его отличительные черты — это премиальная конъюнктура цен, а также позитивная динамика долгосрочного спроса. Примечательно, что в этом регионе газ используется везде, включая электрогенерацию, что отражает рациональный подход этих стран к своим экономикам», — говорит зампред правления «Газпрома» Александр Медведев. Основу газового импорта стран АТР в силу географических и политических особенностей составляет именно СПГ. При этом в силу стабильно растущего спроса его цена здесь наиболее высокая (примерно на треть выше, чем в Европе).

По оценкам Ernst & Young, к 2030 году мировой спрос на СПГ вырастет почти в два раза и достигнет примерно 500 млн тонн в год, из которых не менее двух третей придется на азиатский регион. Если сейчас основной потребитель — это развитые страны АТР вроде Японии и Южной Кореи, то будущий рост обеспечит «второй эшелон» — Китай, Индия, Пакистан, Вьетнам и пр.

Китайская и индийская экономики демонстрируют огромный потенциал, который ограничивается только неразвитостью газотранспортной инфраструктуры. В настоящее время руководство Китая проводит ряд мероприятий, направленных на увеличение доли газа в энергобалансе страны.

При этом на фоне высоких темпов экономического развития рост добычи природного газа на территории Китая не сможет полностью покрыть внутренний спрос на газ, поэтому потребление СПГ будет увеличиваться. За 2011;2012гг. импорт сжиженного газа Китая (без учёта Тайваня) вырос на 56% до 20 млрд. куб. м2. Китайский рынок считается одним из самых перспективных газовых рынков в мире. За последние пять лет объём потребления природного газа в Китае увеличился более чем в два раза.

В стране действует общенациональная программа по внедрению СПГ в энергетику и экономику; строятся современные терминалы по импорту сжиженного газа. Китайское правительство стимулирует рост потребления природного газа, тем самым стремясь сдержать данное обещание о снижении выбросов углекислого газа в атмосферу на 40−50% к 2020 г. по сравнению с 2005 г. Однако развитие китайского газового рынка характеризуется слабым развитием инфраструктуры, позволяющей широко использовать СПГ.

Несмотря на благоприятные перспективы и позитивные прогнозы необходимо отметить, что развитие газового рынка Китая и реализация современных проектов китайскими компаниями сдерживаются регулированием внутренних цен на газ со стороны правительства страны. В связи с этим китайские компании зачастую просто опасаются осуществлять долгосрочные вложения в дорогостоящие проекты. Возможно, именно поэтому грандиозные планы частных компаний, стремящихся разрабатывать месторождения сланцевого газа в Китае, постепенно корректируются. Как считают эксперты «Блумберг» («Bloomberg»), к 2020 г. добыча сланцевого газа составит всего 23 млрд.

куб. м при государственном целевом показателе в 80 млрд. куб. м 2. Прогнозируемый дефицит газа придётся замещать СПГ. В результате к 2030 г.

Сегодня в Китае восемь действующих терминалов, причём три из них были введены в эксплуатацию в 2013 г., и ещё шесть находятся на стадии строительства.

Япония, Южная Корея и Тайвань являются «старейшими» потребителями СПГ. В условиях ограниченности собственных ресурсов и небольшого количества альтернатив на данном уровне технического и экономического развития именно эти три государства будут предъявлять стабильный спрос на сжиженный газ и готовы платить назначенную за него цену. Финансовый кризис и снижение объёмов промышленного производства привели к небольшому сокращению потребления сжиженного газа в Японии в 2009 г. Однако, уже в 2010 г. спрос превысил докризисный уровень.

Увеличению спроса на сжиженный газ в 2010 г. способствовали перебои в работе ряда атомных реакторов, а также рост потребления электроэнергии при кондиционировании помещений в период аномально жаркого лета 250. В 2011;2012 гг. из-за природных катаклизм (землетрясения и цунами, произошедших в марте 2011 г.), приведших к остановке ядерных реакторов, Япония была вынуждена вновь увеличить импорт СПГ.

В 2012 г. рост импорта СПГ продолжился и составил 11% по сравнению с 2011 г. Землетрясение и авария на японской АЭС привели к пересмотру энергетической стратегии Японии. Японские власти, вероятно, постараются отказаться от строительства новых энергоблоков на атомных электростанциях с постепенной переориентацией на другие источники электроэнергии.

В связи с этим в долгосрочной перспективе роль сжиженного газа в экономике Японии будет возрастать.

Южная Корея, как и Япония, продолжает занимать доминирующие позиции на мировом рынке сжиженного газа. За 2010;2012 гг. импорт СПГ увеличился почти на 45% до 49,7 млрд. куб. м. Большой спрос на газ объясняется достаточно высокими темпами развития промышленного производства и сравнительно более низкой ценой на газ для Кореи по сравнению с дизельным топливом. Особенностью газового рынка Южной Кореи является наличие развитой внутренней газотранспортной сети, соединяющей береговые терминалы СПГ с основными центрами потребления газа в стране, что позволяет широко использовать это сырье в самых разнообразных целях. Однако газовый рынок Южной Кореи практически полностью зависит от импорта СПГ.

Важно, что даже нынешние производители СПГ, такие как Индонезия и Малайзия (пятое и второе места в мире по объемам производства в 2012 году), в недалеком будущем станут импортерами газа. Индонезийская компания Pertamina в прошлом году уже подписала контракт на закупку с 2018 года 800 тыс. тонн СПГ в год у американской Cheniere Energy Partners Inc. Правительство Индонезии прогнозирует, что основной рост спроса будет приходиться на газовые электростанции и промышленных потребителей на островах Ява и Суматра.

Российским компаниям, желающим успеть к разделу азиатского газового пирога, не стоит тормозить свои проекты. Иначе можно оказаться лишним, несмотря на все перспективы роста потребления «голубого топлива» в регионе. Все ключевые игроки энергетического рынка уже включились в эту гонку. Только в ближайшие три года (2015−2017 годы) ожидается введение в эксплуатацию заводов по производству СПГ совокупной мощностью около 100 млн тонн в год. Наращивает мощности Катар, занимающий сейчас треть рынка.

Австралия к трем действующим строит еще семь заводов, а в 2015 году готовится к открытию первого экспортного терминала США. Американцы в принципе собираются сильно потеснить всех остальных производителей, поскольку сейчас страна переполнена дешевым сланцевым газом. В сумме в США и Канаде заявлено свыше двух десятков экспортных проектов совокупным объемом около 300 млн тонн в год. Правда, эксперты полагают, что в итоге до рынка дойдет не более 100 млн тонн, но и это колоссальный объем.

Многие аналитики предрекают, что уже в ближайшие годы может сформироваться избыточное предложение СПГ, которое способно значительно снизить газовые цены.

Некоторой страховкой для значительной части производителей (в том числе российских) является тот факт, что 70% поставок сжиженного газа осуществляется по долгосрочным контрактам, цены которых чаще всего привязаны к нефтяным котировкам, а не к ценам спотового рынка СПГ. Отечественные компании в качестве «гарантов» сбыта берут себе в партнеры азиатских игроков («Ямал СПГ», «Дальневосточный СПГ). Наиболее близким к реализации отечественным проектом является «Ямал СПГ». Мощность завода должна составить 16,5 млн тонн в год, а первую очередь планируется запустить в 2017 году. Базой для проекта служит газоконденсатное Южно-Тамбейское месторождение с доказанными запасами газа в 492 млрд куб. м. Обустройство месторождения идет полным ходом, в строительстве участвуют ведущие российские предприятия. Так, компания ЧТПЗ поставляет горячедеформированные обсадные трубы, которые используются при обсадке газовых скважин на Южном Тамбее. ЧТПЗ также поставляла трубы большого диаметра для газопровода «Сахалин-Хабаровск-Владивосток», в конечной точке которого «Газпром» планирует построить завод по производству СПГ.

Азиатский рынок готов принимать российский газ, но времени на длинную подготовку у отечественных компаний и правительства нет. Если все планируемые заводы будут запущены до 2020 года, то доля России в мировом производстве СПГ, по оценке Энергетического центра бизнес-школы «Сколково», вырастет с нынешних 4,5% до 6%. Если останется только один сахалинский завод, то наша доля будет равна всего 2%. Так что решения надо принимать быстро, иначе уже потраченные многомиллиардные инвестиции будут просто зарыты в землю.

В настоящее время нефтегазовые компании испытывают ряд проблем, связанных с недостаточным развитием инноваций, закрытием доступа к иностранному капиталу, импортозависимостью от поставок оборудования.

В плане государственного регулирования отрасли, направленного на улучшение деятельности ТНК также возможны следующие усовершенствования:

— усилить государственный контроль месторождений (объемы извлекаемых природных ресурсов);

В частности имеется в виду следующее:

На нынешнем этапе российские нефтяные компании, при существующем уровне добычи, обеспечены ресурсами примерно на 50 лет. это очень высокое обеспечение запасами, в то время как для мировых нефтяных компаний обеспечение ресурсами составляет примерно 25−30 лет. Такое положение не стимулирует российские компании к эффективному использованию недр. Для устранения этих негативных явлений необходимо усилить государственный контроль за разработкой месторождений и обеспечить повышение коэффициента нефтеотдачи до 35%. Cледует ввести подготовленные к освоению и разработке месторождения в Восточной Сибири, а также продолжить геологическое изучение и поиски новых залежей на более глубоких горизонтах в традиционных нефтеносных районах. Это позволит избежать падения нефтедобычи в ближайшее десятилетие. Перспективное будущее — за морскими месторождениями.

— перейти на государственно-частное партнерство в финансировании инновационных проектов. Основные формы государственной поддержки проектов, которые могут быть реализованы с использованием механизма ГЧП являются:

— Капитальные гранты (крупные государственные вложения, предназначенные для компенсации издержек частного инвестора по первоначальному этапу строительства и обслуживания долга);

— Субсидирование тарифа (позволяет поддерживать социально-приемлемый уровень тарифа для населения);

— Льготные займы, субсидирование процентных ставок по кредитам

(предоставление займов частному сектору на приемлемых для него условиях, решает проблему снижения стоимости заемных средств в рамках долгосрочных и капиталоемких проектов);

— Предоставление государством инфраструктур (в случае когда государство самостоятельно закупает услуги по строительству инфраструктуры и интегрирует их в проект);

— Освобождение от местных налогов и импортных пошлин;

— Государственные гарантии (улучшают финансовые показатели проекта и снижают стоимость заимствований);

— Вхождение в капитал (предоставление средств для формирования проектной компании).

— возобновить практику государственного стимулирования инвестиционной деятельности нефтегазовых компаний.

Для привлечения инвестиций в отрасль, и, как следствие, повышения эффективности воспроизводство минерально-сырьевой базы, можно предложить предоставить льготы при работе с трудно извлекаемыми запасами, с мелкими и средними месторождениями, которые в настоящее время не вовлекаются в работу из-за нерентабельности их разработки, или из-за того, что находятся на периферии более крупных проектов. Это пример налоговое стимулирование мелкого и среднего бизнеса отрасли и компаний, занимающихся наукоемкими и технологически емкими проектами.

В целях возрождения отечественной геологической отрасли в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 15.

07.2011 № 957 было создано ОАО «Росгеология», собранное из разрозненных предприятий, многие из которых были истощены многолетней борьбой за выживание.

Компания создана для обеспечения комплексного геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы на основе передовых геологических, геофизических и геохимических технологий. Росгеология объединила научно-технический и кадровый потенциал 38 государственных организаций, расположенных в 30 регионах страны. Это многопрофильный геологический холдинг, осуществляющий полный спектр услуг, связанных с геологоразведкой: от региональных исследований до параметрического бурения и мониторинга состояния недр. Компания наделена уникальными правами в области морской геологии и работы на шельфе и быстро укрепляется на российском рынке. Если в 2013 году у Росгеологии была 1/10 госзаказа на геологические работы, то в соответствии со стратегией развития холдинга к 2020 году «Росгеология» собирается контролировать 20% доли рынка ГРР в России. Из них 6,4% компания займет только за счет органического роста холдинга, еще 18,4% - за счет приобретений новых предприятий, следует из документа.

В целях повышения эффективности государственного регулирования деятельности организаций геологической отрасли и дальнейшего развития ОАО «Росгеология» Президентом Российской Федерации в настоящее время подписаны два указа (№№ 81 и82 от 19 февраля 2015 года) о внесении в качестве вклада Российской Федерации в уставный капитал ОАО «Росгеология» находящихся в федеральной собственности акций еще 25 геологических предприятий. «Росгеология» могла бы выступать эффективным инструментом по привлечению инвестиций в поисково-оценочные работы данных предприятий.

Недофинансирование этой стадии геологоразведки вызвано отсутствием у государства возможностей в одиночку инвестировать в поиск и оценку полезных ископаемых, в свою очередь, недропользователи не готовы вкладывать большие средства в проекты с высокой степенью риска. Перед «Росгеологии» ставится задача стимулировать приход внебюджетных источников финансирования в поисково-оценочную стадию. И это могут быть не только компании-недропользователи, но и венчурные фонды, банки, финансовые компании и зарубежные инвесторы. «Росгеология» могла бы гарантировать инвесторам перспективы наличия запасов в пределах тех или иных участков, а также разделять инвестиционные риски по этим проектам и пр.

По итогам главы основные выводы следующие:

— государственное регулирование ТНК касается следующих направлений:

— программы развития нефтепереработки;

— налогового регулирования отрасли в рамках налогового маневра;

— стимулирования развития проектов поставки СПГ;

— развития проектов частно — государственного партнерства для обновления отрасли и финансирования инноваций;

— стимулирования инвестиционной деятельности ТНК.

Заключение

Мировая экономика во многом развивается благодаря деятельности ТНК.

ТНК различаются по типам организации их деятельности и по отраслям производства, в которых они функционируют. Повышается вовлеченность ТНК в сферу услуг и технологически интенсивное производство.

Россия находится на стадии, когда ТНК развиваются на внутреннем рынке, стремятся вступить в международную конкуренцию, им приходится вступать в конкурентную борьбу с теми ТНК, которые работают на рынке РФ.

Очевидные преимущества ТНК в сфере освоения мировых финансовых, материально-технических и трудовых ресурсов, в способах объединения этих ресурсов в экономически целесообразные и выгодные виды деятельности обеспечили ТНК значительный по сравнению с национальными корпорациями рост эффективности производства и снижение предпринимательских рисков.

Роль нефтегазового сектора в экономике страны продолжает оставаться высокой. Так, по данным Министерства энергетики РФ, в 2013 году доля нефтегазовых доходов в бюджете страны составила 50%, при вкладе в ВВП около 1/3, а в экспорт — около 2/3.

Ведущую роль по добыче нефти и газа в нефтегазовом кластере играют ТНК, которые объединены в олигопольный рынок и определяют объемы добычи в стране и экспорта за рубеж. Соответственно, все проблемы и перспективы на данном рынке связаны с деятельностью ТНК.

Основные проблемы России на нефтегазовом рынке связаны как с введением санкций, так и с внутренними отраслевыми недоработками.

В области нефтепереработки проблемы следующие:

— Неясность налоговой политики Правительства в области нефтепереработки и нефтехимии на будущее;

— Финансовые санкции США и ЕС;

— Недостаточное количество и оснащение мощностей по переработке;

— Высокая капиталоемкость установок глубокой переработки углеводородного сырья.

В области нефтегазодобычи основные проблемы связаны с санкциями.

Введение

секторальных санкций со стороны Евросоюза, Норвегии и США в отношении ряда российских компаний и отраслевых проектов осложнили экономическую ситуацию вместе с падением цен на нефть и отдельных случаях потребует пересмотра основных финансово-экономических параметров бизнес-плана.

Как известно, действующие санкции затрагивают два основных направления — финансовое и технологическое. Первое предполагает запрет на предоставление финансирования или услуг по организации финансирования ряду российских компаний со стороны лиц в юрисдикции США на срок более 90 дней, в то время как Регламент Совета ЕС ограничил предоставление нового финансирования на срок более 30 дней.

Второе подразумевает запрет на поставку номенклатуры оборудования, а также на предоставление услуг, необходимых для ведения разведки и добычи на глубоководье, в Арктике и на «сланцевых проектах», целью которых может быть добыча нефти. При этом формулировки Минфина США оговаривают поименный список компаний, в отношении которых действуют ограничения, а запрет ЕС затрагивает непосредственно сами проекты.

Россия предпринимает активные шаги по импортозамещению в секторе оборудования. Развитие импортозамещения в нефтегазовом кластере идет в РФ в следующих формах:

— через принятую программу импортозамещения;

— через развитие НИОКР;

— через увеличение выпуска оборудования на существующих предприятиях.

В условиях низких нефтяных цен и действия финансовых и технологических санкций ожидается сокращение инвестиций в добычу нефти и, как результат, последующего снижения добычи. В то же время можно ожидать, что вследствие инерционности нефтяной отрасли, а также того, что действия нефтяных компаний в первую очередь будут сконцентрированы на поддержании добычи на действующих месторождениях, в 2015 г. добыча нефти может сохраниться на текущем уровне, либо ее снижение будет относительно небольшим. Однако вследствие сокращения инвестиций в новые проекты падение добычи может стать достаточно значительным в последующие годы. Решающее значение здесь будут иметь объемы и качество инвестиций.

В условиях действия технологических санкций особую роль приобретает углубленная разработка месторождений традиционной нефти и повышение коэффициента нефтеизвлечения. Вместе с тем, очевидно, что в условиях технологических и инвестиционных ограничений в среднесрочной и долгосрочной перспективе отрасль будет накапливать технологическое отставание и снижать эффективность.

Несмотря на перечисленные проблемы и технологические сложности, у России есть возможности не потерять конкурентоспособности на рынках нефти и газа, а также приобрести ее на рынке нефтепереработки.

Для улучшения положения на рынке нефтепереработки намечен ряд стратегических преобразований, связанных с модернизацией НПЗ для выработки конкурентоспособных светлых нефтепродуктов.

Реализация нефтепродуктов наиболее перспективна на европейском рынке. Для реализации нефти и газа интересен в основном рынок АТР, для газа не теряет актуальность рынок Европы.

По прогнозам экспертов рынок газа будет преобразовываться в сторону приоритетности СПГ, поэтому и России важно занять достойное положение на данном рынке, тем более, что потребности в СПГ у стран АТР огромны.

Сейчас многие проекты СПГ в России приостановлены из-за санкций и связаны в основном с финансированием. Проблемы финансирования и продолжения разработок необходимо решать в кратчайшие сроки, иначе Россию опередят конкуренты, основным из которых является США.

В целом, по итогам исследования выявлено, что настоящее время нефтегазовые компании испытывают ряд проблем, связанных с недостаточным развитием инноваций, закрытием доступа к иностранному капиталу, импортозависимостью от поставок оборудования.

В плане государственного регулирования отрасли, направленного на улучшение деятельности ТНК возможны следующие усовершенствования:

— усилить государственный контроль месторождений (объемы извлекаемых природных ресурсов);

— перейти на государственно-частное партнерство в финансировании инновационных проектов;

— стимулировать развитие проектов поставки СПГ;

— возобновить практику государственного стимулирования инвестиционной деятельности нефтегазовых компаний.

Данные рекомендации позволят российским нефтегазовым ТНК не потерять позиции на мировом рынке, развивать собственные проекты при активной поддержке государства.

Список использованной литературы Байков ПР., Смородов Е. А., Ахмадуллин К. Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья. — М.: ООО «Недра-Бизнесценгр», 2003. — 275 с.

Басарыгин Ю. М. Пути решения проблем нефтегазового комплекса. — М.:Просвещение, 2007.-257 с.

Брагинский О.Б. нефтегазовый комплекс мира. — М.:Нефть и газ, 2006.-640 с.

Бушуев В. Эффективность нефтепрома.//Нефтегазовая вертикаль,№ 13−14,2010, с.7−18.

Владимирова, И. Г. Международный менеджмент. М.: Кно

Рус, 2011. 102 с.

Глазьев С. Санкции США и политика Банка России: двойной удар по национальной экономике // Вопросы экономики. — 2014. — № 9.

Грей Ф. Добыча нефти. — М.:Олимп-бизнес, 2006.-416 с.

Добронравин Н.Нефть. Газ. Модернизация. — М.:Омега-Л, 2008.-524 с.

Доналд Л. Бардик, Уильям Л. Леффлер. Нефтехимия. Издание третье, переработанное и дополненное.

М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2007. — 496 с.

Егоршин А. П. Стратегический менеджмент. — М.:Экономика, 2010. 192 с.

Жувакин Д. Ю. Роль и перспективы Российской Федерации на мировом рынке сжиженного природного газа. Автореферат канд. эк. наук.

Москва, 2014.

Идрисов Г., Казакова М. Теоретическая интерпретация влияния нефтяных цен на экономический рост в современной России //Экономическая политика.-№ 5−2014.

Инфотек. Ежемесячный нефгегазовый бюллетень.-2010 г. с.72−76.

Котляров, И. Д. Маркетинг. — М.:Эксмо-2010.-216 с.

Книжников А., Пусенкова Н. Социально-экономический взгляд на российскую переработку. — М.:WWF, 2008.-52 с.

Крылова Г. Д. Маркетинг.

М.:Магистр-2009.-496с.

Кушкина К. ТЭК Китая: итоги 2013 и планы 2014// Нефтегазовая вертикаль, 2013;№ 7

Лапыгин Ю. Н. Стратегический менеджмент. — М.:Инфра-М, 2007.-235 с.

Леффлер У. Переработка нефти.

М.:Олимп-бизнес, 2005.-244 с.

Лукина А. В. Маркетинг товаров и услуг.

М.:Форум-2010.-240 с .

Лунден Л. Российская лицензионная и налоговая политика в отношении шельфовых проектов // ЭКО.-№ 3−2014.

Мастобаев Б.Н., Муталлапов Н. Г. Развитие системы нефтепродуктообеспечения в РФ. — М.:Недра, 2006.-320 с.

Мазилкина Е. И. Условия успешного продвижения товара — М.:Дашков и К-2010.-175 с .

Матанцев А. Н. Анализ рынка, Настольная книга маркетологаМ.:Альфа-Пресс-2009.-552 с Миловидов К. Н., Коржубаев А. Г. нефтегазовое обеспечение глобальной экономики. — М.:Центрлитнефтегаз, 2006.-400 с.

Мировая экономика и международный бизнес: учебник / кол.

авторов; под общ. ред. д-ра экон. наук, проф. В. В. Полякова и д-ра экон. наук, проф. Р. К. Щенина. — 5-е изд., стер.

М.: КНОРУС, 2008. 688 с.

Михалева Е. П. Маркетинг. Конспект лекций.

М.:Юрайт, 2010.-222 с .

«Нефть. Нефтепереработка. Нефтехимия. 1985;2010 гг». Работа подготовлена авторским коллективом Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков и ОАО «ЦНИИТЭнефтехим» при активном участии топ — менеджеров ОАО «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО НГК «Славнефть», ОАО «Татнефть», АНК «Башнефть», ОАО «Башнефтехим», ОАО НК «Альянс», ОАО «ТАИФ-НК», ОАО «ВНИИОЭНГ». — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010.-547 с.

Панова А. К. Планирование и организация эффективных продаж — М.:Дашков и К-2010.-401 с.

Портер Майкл. Конкурентная стратегия-М.: Альпина Бизнес букс, 2007.-454 с.

Рябов В. Экономика и ТЭК сегодня// Нефтегазовая вертикаль,№ 10,2010, с.25−35.

Сибгатуллина Л. Р. Проблемы и перспективы создания производственных СПГ-мощностей в мире: статья // Научно-аналитический сборник «Сегодня и завтра российской экономики». — М. ЗАО «Издательство «Экономическое образование», 2009. — № 30.

Уэбстер, Фредерик (младший). Основы промышленного маркетинга / Ф. Уэбстер (младший); пер. с англ. В. Г.

Быстрова, М. В. Ткаченко. — М.: Гребенников, 2005.

— 670 с.

Экспорт нефти и нефтепродуктов// Нефтегазовая вертикаль,№ 5−10,2010, с.60−89.

http: // www.mgimo.ruСумин, А. В. Российские ТНК в мировой экономике

nsuem.ru/science/publications/…/redirect.php?idГоликова, Ю. А. Роль и сферы деятельности ТНК в мировой экономике

http://www.indpg.ru/nik/2011/07/45 804.html — Нефть и капитал

http://pda.rbcdaily.ru/2011/11/23/tek/562 949 982 115 973_news.shtmlРынок нефтепродуктов

http://burneft.ru/files/report170315.pdfИтоги работы ТЭК, 2014

http://www.ra-national.ru/- Национальное рейтинговое агентство

http://www.ngv.ru/- Нефтегазовая вертикаль

http://www.top-r.ru Электронный журнал «Топливный рынок»

Журнал «Эксперт" — www.expert.ru

http://nashagazeta.ch/printpdf/14 533- Наша Газета

http://top-expert.narod.ru/ -Экспертное агентство

http://ecpol.ru/index.php/monitoringi/ezhemesyachnye/326-neftegazovyj-sektorЦены на рынке

http://tek360.daily.rbc.ru/articles/19/- Прогнозы развития ТЭК

http://www.vedomosti.ru/business/articles/2014/06/16/rost-eksporta-dizelya-iz-rossii-bet-po-evropejskim-npzВедомости

http://www.petros.ru/rus/worldmarketoil/?action=show&id=1356 -Мировая добыча нефти

http://minenergo.gov.ru/activity/gas/- Минэнерго

http://www.interfax.ru/russia/416 576- Интерфакс

http://www.cbr.ru/statistics/print.aspx?file=credit_statistics/oil_products.htm&pid=svs&sid=vt2- ЦБ РФ

http://www.tpp-inform.ru/analytic_journal/5443.htmlТПП

http://www.iep.ru/files/text/crisis_monitoring/2015;jan.pdfМониторинг кризиса

http://na-atr.ru/uploads/activities/1501/kapustin.pdfНефтепереработка

http://www.nakanune.ru/articles/110 180/#sthash.Fb44syim.dpufПроблемы отрасли нефтегазового машиностроения

http://www.eegas.com/fsu_r.htmСхема газопровода ОАО Газпром

http://www.rfej.ru/rvv/id/3FAA6B/$file/39−46.pdfРоссийские ТНК на международных рынках товаров и услуг

.

http://внешпромбанк.

рф/- Аналитический обзор мирового рынка нефти. Внешэкономбанк

www.bp.com/liveassets/…/bp_energy_outlook_2030_rus.pdfВР. Прогноз развития мировой энергетики до 2030 г

http: / /ria.ru/res earch/ - Аналитический бюллетень. РИА-Аналитика.

www.ogbus.ru/authors/SokolovAN/SokolovAN₈.pdfЭлектронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, No4

http://www.chem.msu.su/rus/jvho/2008;6/25.pdfЦены на нефть: история, прогноз, влияние на экономику

http://www.lukoil.ru/- Сайт компании «Лукойл»

http://ir.gazprom-neft.ru/ -Сайт компании «Газпром»

Сайт компании «Татнефть»;

http://www.tatneft.ru/

http://www.finanz.ru/novosti/aktsii/sofinansirovanie-pri-realizacii-proektov-razvitiya-neftegazovogo-mashinostroeniya-khotyat-poluchit-250-kompaniy-glava-minpromtorga-1 000 532 591- Софинансирование проектов нефтегазового машиностроения

http://www.credinform.ru/ru-RU/news/details/e6d3ffef58faРэнкинг рентабельности инвестиций нефтегазовых компаний РФ

http://www.magistral116.ru/articles/article231- Карта НПЗ

http://www.lawrussia.ru/texts/legal₁₇₈/doc17a690×159-.htmЗаконодательство РФ

http://www.rao-ees.ru/ru/info/rights/gos_reg_upr/show.cgi?uk_1334.htmРАО ЕЭС

http://base.garant.ru/104 727- Правовая база Гарант

http://www.oilconf.com/ru/histinfoРеформа нефтяного комплекса

http://mognovse.ru/ktp-formirovanie-i-razvitie-rossijskih-transnacionalenih-korpo-stranica-2.htmlФормирование и развитие российских ТНК

Приложение 1

Вклад крупнейших мировых ТНК в ВВП

Приложение 2

Вклад ТНК в бюджет, 2013 г.

Приложение 3

Топ-20 инвестиционных проектов с участием капитала ТНК в экономике России за 2013 г.

Приложение 4

Схема газопроводов ОАО Газпром Пропускная способность экспортных газопроводов на бывшей границе СССР, млрд.

куб.м в год Газопровод Мощность Направление экспорта Через Украину: Оренбург-Западная граница (Ужгород) 26 Словакия, Чехия, Австрия, Германия, Франция, Швейцария, Словения, Италия Уренгой-Ужгород 28 Словакия, Чехия, Австрия, Германия, Франция, Швейцария, Словения, Италия Ямбург-Западная граница (Ужгород) 26 Словакия, Чехия, Австрия, Германия, Франция, Швейцария, Словения, Италия Долина-Ужгород — 2 нитки 17 Словакия, Чехия, Австрия, Германия, Франция, Швейцария, Словения, Италия Комарно-Дроздовичи — 2 нитки 5 Польша Ужгород-Берегово — 2 нитки 13 Венгрия, Сербия, Босния Хуст — Сату-Маре 2 Румыния Ананьев-Тирасполь-Измаил, Шебелинка-Измаил — 3 нитки 26 Румыния, Болгария, Греция, Турция, Македония Всего через Украину: 142 Через Белоруссию: Ямал-Европа (Торжок-Кондратки-Франкфурт/Одер) 33 Польша, Германия, Нидерланды, Бельгия, Англия Кобрин-Брест 5 Польша Всего через Белоруссию: 38 С. Петебург-Финляндия — 2 нитки 6 Финляндия Голубой поток (проектная мощность) 16 Турция (возможны поставки в Грецию, Македонию) Северный поток (проектная мощность) 55 Германия, Франция, Чехия и другие ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГАЗОПРОВОДЫ ВСЕГО: 257 Новые проекты (окончательное инвестрешение): South Stream 63 Болгария, Сербия, Греция, Италия и другие Прочие новые проекты: Северный поток-3 и -4 55 Англия, Германия, Франция, Чехия и другие Ямал-Европа-2 15 Польша, Словакия, Венгрия и другие Новые газопроводы всего: 133 ЗАПЛАНИРОВАННАЯ МОЩНОСТЬ ВСЕГО: 390 Гарантированный объём экспорта в 2020;2025 гг. 158

Приложение 5

Карта месторождений газа, где работает ОАО Газпром

Приложение 6

Карта НПЗ России

Приложение 7

Рейтинг стран по добыче и экспорту природного газа Страна ↑↓ Добычагазам³/год На душунаселениям³/год Экспортгазам³/год На душунаселениям³/год Австралия 44 990 000 000 2020,89 25 530 000 000 1146,77 Австрия 1 600 000 000 194,61 4 960 000 000 603,29 Азербайджан 16 680 000 000 1739,28 6 755 000 000 704,37 Албания 30 000 000 9,96 0 0 Алжир 84 610 000 000 2221,45 55 790 000 000 1464,77 Ангола 734 000 000 39,54 0 0 Аргентина 40 100 000 000 941,07 420 000 000 9,86 Афганистан 38 000 000 1,22 0 0 Бангладеш 20 130 000 000 123 0 0 Барбадос 29 170 000 101,03 0 0 Бахрейн 12 580 000 000 9817,91 0 0 Беларусь 220 000 000 22,86 0 0 Бельгия 0 0 2 511 000 000 240,42 Боливия 48 970 000 000 4681,17 40 280 000 000 3850,47 Бразилия 24 070 000 000 119,75 0 0 Бруней-Даруссалам 11 800 000 000 28 384,69 8 830 000 000 21 240,41 Великобритания 47 430 000 000 748,16 16 690 000 000 263,27 Венгрия 2 072 000 000 208,46 835 000 000 84,01 Венесуэла 31 200 000 000 1096,31 0 0 Вьетнам 9 300 000 000 100,56 0 0 Габон 80 000 000 48,77 0 0 Германия 11 900 000 000 146,65 19 740 000 000 243,26 Греция 1 000 000 0,09 0 0 Грузия 9 151 000 2,01 0 0 Дания 7 069 000 000 1272,21 3 126 000 000 562,59 Египет 61 330 000 000 719,04 15 170 000 000 177,85 Индия 46 100 000 000 37,76 0 0 Индонезия 82 800 000 000 329,67 41 250 000 000 164,24 Иордания 226 500 000 34,94 0 0 Ирак 1 303 000 000 40,9 0 0 Иран 146 100 000 000 1829,59 8 420 000 000 105,44 Испания 52 000 000 1,1 1 698 000 000 35,85 Италия 8 364 000 000 136,04 123 000 000 2 Йемен 6 240 000 000 245,59 5 480 000 000 215,68 Казахстан 20 200 000 000 1138,87 8 100 000 000 456,68 Камерун 20 000 000 0,97 0 0 Канада 160 100 000 000 4631,42 92 720 000 000 2682,23 Катар 116 700 000 000 57 137,43 113 400 000 000 55 521,72 Киргизия 12 500 000 2,25 0 0 Китай 107 700 000 000 79,8 3 210 000 000 2,38 Колумбия 11 260 000 000 246,14 2 180 000 000 47,65 Кот-д'Ивуар 1 600 000 000 71,43 0 0 Куба 1 030 000 000 93,11 0 0 Кувейт 11 730 000 000 4351,99 0 0 Ливия 16 810 000 000 2800,57 9 970 000 000 1661,02 Малайзия 66 500 000 000 2244,47 31 990 000 000 1079,71 Марокко 70 000 000 2,14 0 0 Мексика 55 100 000 000 474,1 13 000 000 0,11 Мозамбик 3 120 000 000 129,48 3 040 000 000 126,16 Мьянма 12 100 000 000 219,33 8 810 000 000 159,7 Нигерия 29 000 000 000 166,18 24 020 000 000 137,64 Нидерланды 81 090 000 000 4825,34 54 800 000 000 3260,93 Новая Зеландия 4 367 000 000 1000,43 0 0 Норвегия 103 100 000 000 21 830,73 98 300 000 000 20 814,36 Объединенные Арабские Эмираты 51 280 000 000 9367,97 7 650 000 000 1397,52 Оман 35 940 000 000 11 394,57 11 490 000 000 3642,84 Пакистан 42 900 000 000 222,01 0 0 Папуа-Новая Гвинея 110 000 000 17,1 0 0 Перу 31 120 000 000 1042,57 3 590 000 000 120,27 Польша 6 247 000 000 162,75 29 000 000 0,76 Республика Конго 946 000 000 210,56 39 000 000 8,68 Республика Корея 539 300 000 11,02 0 0 Россия 653 000 000 000 4582,44 200 100 000 000 1404,21 Румыния 11 080 000 000 508,48 0 0 США 651 300 000 000 2056,72 42 670 000 000 134,75 Саудовская Аравия 99 230 000 000 3683,43 0 0 Сербия 557 000 000 76,9 0 0 Сирия 8 940 000 000 398,09 0 0 Словакия 116 000 000 21,14 7 000 000 1,28 Таджикистан 40 000 000 5,06 0 0 Таиланд 28 210 000 000 418,25 0 0 Тайвань 330 200 000 14,17 0 0 Танзания 780 000 000 16,16 0 0 Тринидад и Тобаго 42 460 000 000 34 654,86 20 380 000 000 16 633,68 Тунис 2 030 000 000 187,34 0 0 Туркменистан 59 500 000 000 11 636,91 34 500 000 000 6747,45 Турция 761 000 000 9,43 713 000 000 8,84 Узбекистан 62 900 000 000 2194,57 13 400 000 000 467,52 Украина 19 360 000 000 434,34 2 600 000 000 58,33 Филиппины 3 910 000 000 36,98 0 0 Франция 587 000 000 8,9 5 378 000 000 81,54 Хорватия 1 850 000 000 413,35 222 000 000 49,6 Чехия 185 000 000 18,2 167 000 000 16,43 Чили 1 779 000 000 103,33 0 0 Эквадор 330 000 000 21,37 0 0 Экваториальная Гвинея 6 740 000 000 9573,85 5 160 000 000 7329,54 Южная Африка 970 000 000 19,96 0 0 Япония 3 276 000 000 25,74 0 0

Приложение 8

Данные о фактически проведенной реконструкции НПЗ до 2014 года

План реконструкции НПЗ до 2020 года

Голикова Ю.А. ТНК: сущность и характеристики деятельности в современных условиях// Вестник НГУ, 2010,№ 4-С.33

Мировая экономика и международный бизнес: учебник / кол.

авторов; под общ. ред. д-ра экон. наук, проф. В. В. Полякова и д-ра экон. наук, проф. Р. К. Щенина. — 5-е изд., стер. М.: КНОРУС, 2008.-С.93

http://shgpi.edu.ru/files/nauka/vestnik/2013/2013;4−31.pdf

Глобализация мирового хозяйства: Учеб. пособие / Под ред.

д-ра экон. наук, проф. М. Н. Осьмовой, канд. экон. наук, доц.А. В. Бойченко. — М.: ИНФРА-М, 2006. С.190

Лаптев, В. А. Предпринимательские объединения. — М.:Волтерс Клувер, 2008.-С.34

http://upravlenets.usue.ru/images/49/2.pdf

http://upravlenets.usue.ru/images/49/2.pdf

http://upravlenets.usue.ru/images/49/2.pdf

http://upravlenets.usue.ru/images/49/2.pdf

http://mognovse.ru/ktp-formirovanie-i-razvitie-rossijskih-transnacionalenih-korpo-stranica-2.html

http://mognovse.ru/ktp-formirovanie-i-razvitie-rossijskih-transnacionalenih-korpo-stranica-2.html

http://mognovse.ru/ktp-formirovanie-i-razvitie-rossijskih-transnacionalenih-korpo-stranica-2.html

http://mognovse.ru/ktp-formirovanie-i-razvitie-rossijskih-transnacionalenih-korpo-stranica-2.html

http://russiancouncil.ru/inner/?id₄=702

http://russiancouncil.ru/inner/?id₄=702

http://russiancouncil.ru/inner/?id₄=702

Российские ТНК на международных рынках товаров и услуг ;

http://www.rfej.ru/rvv/id/3FAA6B/$file/39−46.pdf

http://www.oilconf.com/ru/histinfo

http://www.energystrategy.ru/ab_ins/source/Pervuhin_IMEMO₆.

11.12. doc

http://www.oilconf.com/ru/histinfo

http://www.krongs.ru/

Добронравин Н.Нефть. Газ. Модернизация. — М.:Омега-Л, 2008.-С.209

Добронравин Н.Нефть. Газ. Модернизация. — М.:Омега-Л, 2008.-С.256

http://www.oilconf.com/ru/histinfo

http://www.lawrussia.ru/texts/legal₁₇₈/doc17a690×159.htm

http://www.rao-ees.ru/ru/info/rights/gos_reg_upr/show.cgi?uk_1334.htm

http://base.garant.ru/104 727/

http://www.oilconf.com/ru/histinfo

http://www.oilconf.com/ru/histinfo/

http://rusrep.ru/article/print/10 034 477/

Нефтегазовая вертикаль;

http://www.ngv.ru/

Нефтегазовая вертикаль;

http://www.ngv.ru/

Мониторинг кризиса ;

http://www.iep.ru/files/text/crisis_monitoring/2015;jan.pdf

Мониторинг кризиса ;

http://www.iep.ru/files/text/crisis_monitoring/2015;jan.pdf

http://www.nakanune.ru/articles/110 180/#sthash.Fb44syim.dpuf

http://www.nakanune.ru/articles/110 180/#sthash.Fb44syim.dpuf

http://www.nakanune.ru/articles/110 180/#sthash.Fb44syim.dpuf

http://burneft.ru/archive/issues/2014;12/1

http://burneft.ru/archive/issues/2014;12/1

http://burneft.ru/archive/issues/2014;12/1

http://burneft.ru/archive/issues/2014;12/1

http://burneft.ru/archive/issues/2014;12/1

http://burneft.ru/archive/issues/2014;12/1

http://burneft.ru/archive/issues/2014;12/1

http://www.finanz.ru/novosti/aktsii/sofinansirovanie-pri-realizacii-proektov-razvitiya-neftegazovogo-mashinostroeniya-khotyat-poluchit-250-kompaniy-glava-minpromtorga-1 000 532 591

http://www.finanz.ru/novosti/aktsii/sofinansirovanie-pri-realizacii-proektov-razvitiya-neftegazovogo-mashinostroeniya-khotyat-poluchit-250-kompaniy-glava-minpromtorga-1 000 532 591

http://burneft.ru/archive/issues/2014;12/1

http://ir.gazprom-neft.ru/fileadmin/user_upload/documents/financial_results/Press_Release_GPN_12m2014_rus.pdf

http://ir.gazprom-neft.ru/fileadmin/user_upload/documents/financial_results/Press_Release_GPN_12m2014

http://ir.gazprom-neft.ru/fileadmin/user_upload/documents/financial_results/Press_Release_GPN_12m2014

http://www.lukoil.ru/press₆_5div__id₂₁_1id_24 907_.html

http://www.lukoil.ru/press₆_5div__id₂₁_1id_24 907_.html

http://www.lukoil.ru/press₆_5div__id₂₁_1id_24 907_.html

http://www.tatneft.ru/storage/block_editor/files/c9bd59becee16471d6c79367f86882fd88923149.pdf

http://www.tatneft.ru/press-tsentr/press-relizi/more/3830/?lang=ru

http://www.credinform.ru/ru-RU/news/details/e6d3ffef58fa

http://www.credinform.ru/ru-RU/news/details/e6d3ffef58fa

Нефтепереработка ;

http://na-atr.ru/uploads/activities/1501/kapustin.pdf

Нефтепереработка ;

http://na-atr.ru/uploads/activities/1501/kapustin.pdf

Нефтепереработка ;

http://na-atr.ru/uploads/activities/1501/kapustin.pdf

Ведомости ;

http://www.vedomosti.ru/business/articles/2014/06/16/rost-eksporta-dizelya-iz-rossii-bet-po-evropejskim-npz

Нефтегазовая вертикаль;

http://www.ngv.ru/

http://www.ogj.com/articles/2014/05/gazprom-cnpc-sign-30-year-natural-gas-supply-contract.html

Нефтегазовая вертикаль;

http://www.ngv.ru/

Нефтегазовая вертикаль;

http://www.ngv.ru/

Жувакин Д. Ю. Роль и перспективы Российской Федерации на мировом рынке сжиженного природного газа. Автореферат канд. эк. наук.

Москва, 2014

Жувакин Д. Ю. Роль и перспективы Российской Федерации на мировом рынке сжиженного природного газа. Автореферат канд. эк. наук.

Москва, 2014

Жувакин Д. Ю. Роль и перспективы Российской Федерации на мировом рынке сжиженного природного газа. Автореферат канд. эк. наук.

Москва, 2014

Жувакин Д. Ю. Роль и перспективы Российской Федерации на мировом рынке сжиженного природного газа. Автореферат канд. эк. наук.

Москва, 2014

Жувакин Д. Ю. Роль и перспективы Российской Федерации на мировом рынке сжиженного природного газа. Автореферат канд. эк. наук.

Москва, 2014

Прогнозы развития ТЭК ;

http://tek360.daily.rbc.ru/articles/19/

Прогнозы развития ТЭК ;

http://tek360.daily.rbc.ru/articles/19/

Прогнозы развития ТЭК ;

http://tek360.daily.rbc.ru/articles/19/

Щербакова Т.С., Черняев М. В. Реализация инновационной стратегии развития НГК в контексте глобализации мировой энергетики и Вступления России в ВТО//Журнал «Инновации и инвестиции». — М.: Кно

Рус, 2013. — № 8. — С.22−27

http://rusrep.ru/article/print/10 034 477/

http://rusrep.ru/article/print/10 034 477/

http://upravlenets.usue.ru/images/49/2.pdf

http://www.eegas.com/fsu_r.htm

http://www.magistral116.ru/articles/article231

Нефтепереработка ;

http://na-atr.ru/uploads/activities/1501/kapustin.pdf

Нефтепереработка ;

http://na-atr.ru/uploads/activities/1501/kapustin.pdf

проекты