Termin „downstream. Downstream w przemyśle naftowym - grupa „New Stream Upstream midstream downstream co to jest

Przyjrzyjmy się jednemu ze światowych liderów branży naftowej, firmie ExxonMobil. Jego kapitalizacja wynosi obecnie 420 miliardów dolarów, a kapitalizacja ŁUKoilu to 70 miliardów dolarów, jest to sześciokrotnie tańsze. Jednocześnie zasoby ropy amerykańskiej firmy szacuje się na 3,12 mld ton, a ŁUKoil na 2,8 mld ton, co jest dość porównywalne. LUKoil produkuje tylko dwa razy mniej ropy niż Exxon.

Tę samą analogię można wyciągnąć z innymi firmami rosyjskimi i zachodnimi, w wyniku czego naprawdę zobaczymy niedoszacowanie krajowych przedsiębiorstw. Jaki jest powód i w jaki sposób firmy zagraniczne zarabiają więcej pieniędzy (a co za tym idzie są droższe na giełdach)?

Porównanie a porównanie

Wartość firmy naftowej polega nie tylko na wielkości zasobów ropy naftowej na polach, ale także na możliwości przekształcenia tych zasobów w zysk dla akcjonariuszy. Im większy strumień zysków, tym lepsza i droższa firma. A zysk składa się z dwóch komponentów: z produkcji i sprzedaży ropy naftowej oraz z rafinacji ropy naftowej na inne produkty z późniejszą ich sprzedażą.

Spójrzmy najpierw wykres 1 stosunek produkcji do przetwórstwa (współczynnik Ksp) w przedsiębiorstwach naftowych. Można tu zauważyć, że VIOC (przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo) przetwarzają około połowy produkowanej przez siebie ropy. Tymczasem ExxonMobil ma ten wskaźnik około 200%, czyli firma rafinuje trzy razy więcej ropy niż sama produkuje: de facto ExxonMobil rafinuje olej np. LUKoil, uzyskując dodatkowy dochód za każdą przetworzoną tonę i całkiem sporo ...

Zwracamy uwagę, że w strukturze wyników finansowych ExxonMobil za 2007 r. Segment upstream * stanowi zaledwie 65% zysku netto, około jednej czwartej przypada na segment downstream **, a ponad 10% - ze względu na przemysł chemiczny.

Jak widać z przedstawionych wykresów, zarówno średnia cena sprzedaży produktów, jak i stosunek zysku netto do produkcji w ExxonMobil są trzy do czterech razy wyższe niż w ŁUKoilu i Rosniefcie. Są to cenione liczby charakteryzujące niedostateczny rozwój operacyjny rosyjskich pionowo zintegrowanych spółek naftowych i wyjaśniające związane z tym opóźnienia w kapitalizacji rynkowej. Czas więc porozmawiać o lokalnym przewartościowaniu rosyjskiego przemysłu naftowego. Nawiasem mówiąc, głębokość spadku wartości akcji na giełdzie 25 lipca br. Pośrednio to potwierdza.

Downstream to podstawa intensywnego wzrostu

Prawie wszystkie firmy są wyceniane na rynku w kwocie nieznacznie przekraczającej wielkość ich przychodów. Charakteryzuje się tak zwanym wskaźnikiem P / S (kapitalizacja / przychody). Gdy firma aktywnie się rozwija, a inwestorzy wierzą w jej świetlaną przyszłość, współczynnik ten może wynosić 1,3 i więcej. Gdy firma znajduje się w stagnacji lub zbliża się kryzys zaufania inwestorów, wskaźnik spada np. Do 0,9. Zatem wzrost przychodów w każdym przypadku ma pozytywny wpływ na kapitalizację firmy: wzrost przychodów o 1 rub. średnio powoduje wzrost kapitalizacji o 0,9–1,3 rubla. Stąd jest jasne: aby akcje wzrosły, jak wspomniano powyżej, trzeba sprzedać więcej i po wyższej cenie. Dla firmy naftowej oznacza to:

wydobyć więcej oleju i spodziewać się wzrostu jego wartości;
wydobywać więcej ropy i wytwarzać z niej droższe produkty (rafinacja);
dodatkowo kupuj na boku czyjąś ropę i przetwarzaj ją razem ze swoim, tworząc dodatkową wartość dodatkową.

Można zauważyć, że opcje te są ułożone w kolejności rosnącej od rozbudowanej ścieżki rozwoju biznesu do intensywnej. Ponadto przez przetwórstwo można i należy rozumieć wytwarzanie nie tylko benzyny, oleju opałowego i oleju napędowego, ale także podstawowych monomerów do syntezy organicznej, a także produktów polimerowych i ich produktów. Na każdym etapie tego łańcucha nastąpi dodatkowy wzrost ostatecznej ceny sprzedaży, co oznacza, że \u200b\u200bcałkowite przychody firmy wzrosną. To nie tylko gwarancja wzrostu kapitalizacji, ale także czynnik istotnego wzrostu stabilności całego biznesu, który jest zdywersyfikowany. Obie bardzo pozytywnie odbijają się na postrzeganiu akcji przez inwestorów.

Zapewne wielu już zauważyło, że w powyższej drabinie rosyjskie pionowo zintegrowane koncerny naftowe znajdują się na pierwszym lub w najlepszym razie na drugim etapie, ponieważ nie są jeszcze w stanie przerobić nawet 60% własnej ropy. Jednocześnie wiodący zagraniczni analogi aktywnie pozycjonują się właśnie na trzecim etapie, wytwarzając produkty o wysokiej wartości dodanej z własnego i obcego oleju. To zapewnia dodatkowe wolumeny sprzedaży, zarówno rzeczowe, jak i pieniężne, umożliwiając zagranicznym firmom uzyskanie znacznie wyższej średniej ceny sprzedaży, a tym samym uzyskanie znacznie wyższych przychodów przy porównywalnych lub nawet niższych wielkościach wydobycia ropy w porównaniu z pionowo zintegrowanymi przedsiębiorstwami naftowymi w Rosji.

Ryzyko rafineryjne i cykliczne

Wydawałoby się, że wszystko jest jasne: aktywnie buduj rafinerię i czerp korzyści w postaci wzrostu wyników finansowych i notowań własnych akcji! Jednak rosyjskim firmom jeszcze się to nie spieszy. Czemu?

Budowa rafinerii to długotrwały i bardzo kosztowny proces. Aby zbudować rafinerię zdolną do przerobu ropy naftowej na paliwo wysokiej jakości (Euro-4/5) na nowoczesnym poziomie, konieczne jest zainwestowanie około 350-400 USD za tonę przerobu, czyli instalacja o mocy 6 mln ton rocznie będzie kosztować 2,1-2,4 USD. mld Dla porównania: obecnie ŁUKoil posiada trzecią co do wielkości rafinerię Volgogradneftepererabotka o mocy około 9,5 mln ton.

Stworzenie produkcji polietylenu czy polipropylenu wymaga już kilkukrotnie dużych inwestycji. Okres zwrotu inwestycji w przypadku tych projektów wynosi od sześciu do siedmiu lat lub dłużej. W takim okresie wzrasta ryzyko o charakterze zarówno finansowym, gospodarczym, jak i politycznym. Nikt nie chce tak po prostu ryzykować. Co więcej, rynek produktów ropopochodnych jest cykliczny, a okresy wysokiej rentowności (podobnie jak obecnie w Rosji i pięć lat temu w Stanach Zjednoczonych) zastępowane są okresami zerowymi, a nawet ujemnymi (jak w Stanach Zjednoczonych teraz i 25 lat temu). W dobie wysokich cen ropy naftowej koszty rafinerii rosną, a zyski maleją ze względu na spadający popyt konsumentów.

Gdzie jest gwarancja, że \u200b\u200binwestując miliardy w budowę zakładu, firma nie będzie musiała stawić czoła temu, że za sześć do siedmiu lat dochody z rafinacji spadną do minimum, a o spłacie można na długo zapomnieć? Są takie przykłady. Kiedyś duże amerykańskie pionowo zintegrowane koncerny naftowe postrzegały przetwórstwo jako coś drugorzędnego i niezgodnego z głównym biznesem, czy to pod względem skali działalności, czy pod względem rentowności. Było to w odległych latach 80-tych, kiedy kierownictwo pionowo zintegrowanego koncernu naftowego poważnie podniosło kwestię wycofania rafinerii ze struktury holdingów naftowych. W tym czasie, jakby przewidując przyszłość i korzystając z bardzo niskich cen aktywów rafineryjnych, Valero Energy kupiło dużą liczbę rafinerii. Kiedy rentowność w rafinerii zaczęła rosnąć ze względu na spadające ceny ropy naftowej, osiągnęła ogromne zyski, stając się jednym z czołowych graczy na tym rynku. Obecnie cykl koniunkturalny w branży powrócił do stanu z wczesnych lat osiemdziesiątych, aw Stanach Zjednoczonych czasy są trudne dla recyklingu. Ten segment w pionowo zintegrowanej spółce naftowej wykazuje zerową rentowność lub nawet stratę. Nie bez powodu ŁUKoil, który od dawna kupił sieć stacji benzynowych ConocoPhillips w Stanach Zjednoczonych, rozpoczął w tym roku ich częściową sprzedaż - spadła rentowność, spadło też zainteresowanie aktywem.

W Europie sytuacja jest lepsza, podczas gdy w Rosji jest jeszcze stosunkowo daleko od takiego kryzysu. Tak więc dobrą wiadomością jest to, że cykle gospodarcze w rafinacji nie są w fazie z regionu na region: gdzieś spada, ale gdzieś w tym czasie jest już w górę. Dlatego krajowe VIOC modernizują fabryki w Federacji Rosyjskiej, aw Europie kupują gotowe aktywa - jest jaśniejszy system podatkowy, klient wypłacalny i najwyższe ceny paliw. Jednak wielu rafinerii w Europie nie da się kupić. Ten sam ŁUKoil był w stanie nabyć udziały w sycylijskim przedsiębiorstwie po wielu latach niepowodzeń, kiedy aktywa zostały mu dosłownie wyrwane z rąk. Czasami wydaje się, że z powodów czysto politycznych. Tak było w Holandii, krajach bałtyckich, w Polsce. Nawet w Serbii przejęcie przez Gazprom Nieft kontroli nad państwową spółką NIS spotyka się z ostrym sprzeciwem. Dlatego ekspansja na dużą skalę w Europie jest dla rosyjskich firm praktycznie nierealna. Aby znacznie zwiększyć wolumen przetwarzania, konieczne jest budowanie przedsiębiorstw tu i teraz. I to nie tylko w części europejskiej, ale także w zachodniej Syberii i na Dalekim Wschodzie. To, oprócz obniżenia kosztów transportu, pozwoli na dotarcie do różnych rynków o różnej dynamice popytu i fazach cyklu.

Państwo jest najlepszym gwarantem

Istnieje więc niebezpieczeństwo niekorzystnego rozwoju sytuacji makroekonomicznej. Można go wygładzić, ale nie można go całkowicie wyeliminować. Dodajmy do tego brak polityki podatkowej stymulującej głębokie przetwórstwo: w końcu obecnie są dość wysokie cła eksportowe na głęboko przetworzone produkty naftowe i spore cła importowe na import unikalnego sprzętu. Wszystko to nie stanowi najlepszego tła dla rozwoju segmentu downstream.

I tu potrzebne jest wsparcie państwa. Potrzebne są zachęty podatkowe, które mogą sprawić, że głębokie przetwarzanie stanie się tak dochodowym biznesem, że pionowo zintegrowane firmy naftowe pójdą do niezależnej budowy rafinerii ropy naftowej. Zachęty podatkowe powinny być wprost proporcjonalne do głębokości i udziału przetwarzania wewnętrznego w strukturze operacyjnej firmy i mogą dotyczyć również innych segmentów biznesowych. Jest to logiczne, gdy konieczne jest stworzenie warunków do przyspieszonego rozwoju: ponieważ produkujesz ultra czystą benzynę i rzadki polimer, otrzymasz dodatkowe korzyści z podatku od wydobycia. Czy to jest sprawiedliwe? Całkiem! Skoro nie jeździsz tanią ropą za granicę, ale robisz z niej wartościowy produkt tu, na miejscu, rozwijając gospodarkę i tworząc nowe miejsca pracy, to wydajniej od innych korzystasz z rosyjskich surowców mineralnych i masz prawo do dodatkowych preferencji.

Obecnie stopniowo zarysowuje się zwrot ku takiej postawie w strukturach władzy wyższej. Jeśli ta pozycja się utrzyma, firmy będą dużo bardziej aktywne w tworzeniu wartości dodanej i rozwijaniu segmentu przetwarzania high-tech. Wtedy będzie można bezpośrednio porównać LUKoil i ExxonMobil, będą miały podobne struktury operacyjne i podobne struktury przychodów. W międzyczasie są to różne firmy wewnętrznie.

Zakończenie inwestycji

Można więc powiedzieć, że analiza pokazuje, że rosyjskie pionowo zintegrowane firmy naftowe nie są jeszcze wystarczająco zintegrowane pionowo. W związku z tym nie trzeba spodziewać się szybkiego wzrostu notowań, zanim ta niedoskonałość operacyjna zostanie wyeliminowana. Jedynymi motorami wzrostu pozostają światowe ceny ropy naftowej i zmiany podatkowe związane ze spadkiem stawki MET oraz rewizją systemu obliczania ceł eksportowych na ropę i produkty naftowe, która pozwoli przedsiębiorstwom zachować większy zysk operacyjny, niż jest to obecnie możliwe.

* Upstream - produkcja

** Downstream - przetwarzanie i dystrybucja

5 odpowiedzi

Jeśli chodzi o kontrolę źródła, „ w dół rzeki„podczas kopiowania (klonowania, wyewidencjonowywania itp.) z repozytorium. Informacje zostały przesłane do Ciebie„ w dół ”.

Kiedy wprowadzasz zmiany, zwykle chcesz je przesłać ” pod prąd„aby dostać się do tego repozytorium, tak aby każdy pobierający dane z tego samego źródła działał z tymi samymi zmianami. Jest to w zasadzie problem społeczny jak każdy może koordynować swoją pracę, a nie techniczne wymagania kontroli źródła. Chcesz wprowadzić zmiany w głównym projekcie, aby nie śledzić rozbieżnych linii rozwoju.

Czasami czytasz o menadżerach pakietów lub wydań (ludziach, a nie narzędziach), rozmawiających o wprowadzaniu zmian w „nadrzędnych”. Zwykle oznacza to, że musieli dostosować oryginalne źródła, aby móc spakować swój system. Nie chcą wprowadzać tych zmian dalej, więc jeśli przeniosą „upstream” do oryginalnego źródła, nie będą musieli zajmować się tym samym problemem w następnej wersji.

Jednym z ważnych aspektów git jest to, że jest on dystrybuowany, a jego dystrybucja w dużym stopniu oznacza, że \u200b\u200bnie ma w systemie nieodłącznych elementów „upstream” lub „downstream”.

To proste oznacza, że \u200b\u200bnie ma absolutnego reverse repo ani reverse repo.
Te pojęcia są zawsze względne między dwoma repozytoriami i zależą od sposobu przekazywania danych:

Jeśli „yourRepo” zadeklarowało usunięcie „otherRepo”, to:

ty wyciągając „innego” repozytorium pod prąd („Inne repozytorium” oznacza „upstream z ty i ty" dla inna reprodukcja przez pod prąd ”).
ty push upstream („otherRepo” jest nadal „upstream”, gdzie informacje są teraz zwracane).

Zwróć uwagę na „od” i „za”: nie jesteś tylko „pod prądem”, jesteś „za / za”, stąd aspekt względny.

Istota DVCS (rozproszonego systemu kontroli wersji) jest taka: nie masz pojęcia, czym tak naprawdę jest niższy poziom niż twoje własne repozytorium w stosunku do zdalnego repozytorium, które zadeklarowałeś.

Wiesz, co jest w górę (repozytorium, z którego wyciągasz lub wypychasz)
Nie wiesz, z czego składa się downstream (inne repozytorium ciągnie lub przyciąga do twojego repozytorium).

Gruntownie:

Jeśli chodzi o „przepływ danych”, repozytorium znajduje się na dole („w dół”) przepływu z repozytoriów w kierunku „w górę” („pobieranie z”) iz powrotem do (tego samego lub różnych) repozytoriów w kierunku „w górę” („push in „)).

Możesz zobaczyć ilustrację na stronie git-rebase git-rebase z paragrafem „PRZYWRÓCENIE Z UPSBREAM REBASE”:

To znaczy, że ty ściąganie repozytorium „upstream”, w którym nastąpiła rebasea ty (repozytorium „niższego szczebla”) utkniesz z następstwami (wiele zduplikowanych zatwierdzeń, ponieważ gałąź ponownie bazująca na wyższym poziomie odtworzyła lokalnie zatwierdzenia tej samej gałęzi).

Jest to złe, ponieważ w przypadku jednego repozytorium „upstream” może istnieć partia dalsze repozytorium (tj. pobieranie repozytorium z repozytorium wyższego szczebla z gałęzią ponownie bazującą), z których wszystkie mogą potencjalnie radzić sobie z powielonymi zatwierdzeniami.

Podobnie jak w przypadku „przepływu danych” w DVCS, jedno błędne polecenie „w górę” może mieć „efekt falowania” w dół.

Wiele poleceń git porcelainish akceptuje kombinację flag (czyli opcji zaczynających się od myślnika „-”) i opcji podstawowego polecenia git rev-list, którego używają wewnętrznie, oraz flagi i opcje dla innych poleceń, których używają po git rev-listTo polecenie służy do rozróżnienia między nimi.

Semestr pod prąd ma również jednoznaczne znaczenie, ponieważ jest częścią zestawu narzędzi GIT, szczególnie w odniesieniu do śledzenie

Na przykład:

$ git rev-list --count --left-right "@ (upstream)" ... HEAD\u003e 4 12
wypisze (ostatnia wartość w pamięci podręcznej) liczbę zatwierdzeń za (po lewej) i do przodu (po prawej) bieżącej gałęzi roboczej w porównaniu do ( jeśli jest) jest obecnie zdalnym oddziałem śledzącym dla tego lokalnego oddziału. W przeciwnym razie wydrukuje komunikat o błędzie:
\u003e błąd: nie znaleziono gałęzi upstream dla „”

Jak powiedziano, możesz mieć dowolną liczbę pilotów dla jednego lokalnego repozytorium, na przykład, jeśli wypchniesz repozytorium z github, a następnie wyślesz żądanie ściągnięcia, najprawdopodobniej masz co najmniej dwa: pochodzenie (twoje rozwidlone repozytorium na github ) i upstream (repozytorium na githubie, z którego rozwidliłeś). Są to tylko wymienne nazwy, tylko adres URL „git @ ...” identyfikuje je.

Your.git / config czyta:
Fetch \u003d + refs / heads / *: refs / remotes / origin / * url \u003d: myusername / reponame.git fetch \u003d + refs / heads / *: refs / remotes / upstream / * url \u003d: authorname / reponame.git

Z drugiej strony, wartość @(pod prąd) unikalny dla GIT:

Jest to „gałąź” (jeśli istnieje) na „określonym pilocie”, która śledzi „bieżącą gałąź” w „lokalnym repozytorium”.

To jest gałąź, którą sprawdzasz / wyewidencjonowujesz, gdy wydajesz proste polecenie git fetch / git pull bez argumentów.

Powiedzmy, że chcesz, aby źródłowa / gałąź zdalnego oddziału była gałęzią śledzącą dla lokalnej gałęzi głównej, którą wyewidencjonowałeś. Po prostu wystaw:

$ git branch --set-upstream master origin / master\u003e Branch master skonfigurowany do śledzenia zdalnej gałęzi master z pochodzenia.
To dodaje 2 parametry do git / config:
Zdalny \u003d scalanie pochodzenia \u003d refs / heads / master
teraz wypróbuj (zakładając, że pilot „upstream” ma gałąź „dev”)
$ git branch --set-upstream master upstream / dev\u003e Branch master skonfigurowany do śledzenia zdalnej gałęzi dev z upstream.
Git / config czyta teraz:
Remote \u003d upstream merge \u003d refs / heads / dev -u --set-upstream
Dla każdej zaktualizowanej lub pomyślnie wypchanej gałęzi dodaj łącze upstream (śledzenie)używane bez argumentów, git-pull (1) i innych poleceń. Więcej informacji można znaleźć w oddziale. .merge w git-config (1).
Gałąź. .łączyć
Definiuje wraz z odgałęzieniem. . zdalny oddział pod prąd dla tej branży. Mówi git fetch / git pull / git rebase, która gałąź ma zostać scalona i może również wpływać na GIT push (zobacz Push.default). \\ (...)
Gałąź. .zdalny
W gałęziach , mówi git fetch i GIT, aby wypchnął, który zdalny wybór z / push do. Domyślnie źródło jest używane, jeśli konsola nie jest skonfigurowana. pochodzenie jest również używane, jeśli nie jesteś w żadnej branży.

Upstream and Push (Gotcha)

git config --global push.default upstream git config --global push.default tracking (przestarzałe)
Zapobiega to przypadkowemu popychaniu gałęzi, których jeszcze nie jesteś gotowy.

To trochę nieformalna terminologia.

Jeśli chodzi o Gita, każde inne repozytorium jest po prostu odległe.

Ogólnie rzecz biorąc, w górę strumienia został sklonowany (źródło). Downstream to każdy projekt, który integruje Twoją pracę z inną pracą.

Warunki nie są ograniczone do repozytoriów Git.

Na przykład Ubuntu jest pochodną Debiana, więc Debian jest nadrzędny dla Ubuntu.

Jest, niestety, inne zastosowanie „nadrzędne”, do którego nie pasują inne odpowiedzi, a mianowicie odniesienie się do relacji rodzic-dziecko w repozytorium. Scott Chacon w książce Pro Git jest na to szczególnie podatny, a wyniki są niefortunne. Nie naśladuj tego sposobu mówienia.

Na przykład mówi o scaleniu, które prowadzi do szybkiego przewijania do tyłu, że dzieje się tak, ponieważ

zatwierdzenie, na które wskazuje twoja gałąź, znajdowało się bezpośrednio przed tobą

Chce powiedzieć, że zatwierdzenie B jest jedynym dzieckiem jedynego dziecka… jedynego dziecka zatwierdzenia A, więc aby połączyć B w to wystarczy przesunąć odniesienie A do punktu zatwierdzenia B. Dlaczego ten kierunek miałby nazywać się „w górę” zamiast „z prądem”, lub dlaczego geometria takiego czystego wykresu liniowego powinna być opisana „bezpośrednio w górę” jest całkowicie niejasna i prawdopodobnie arbitralna. (Strona podręcznika man dla git-merge robi dużo lepsza praca aby wyjaśnić tę zależność, gdy mówi, że „bieżąca gałąź gałęzi jest przodkiem nazwanego zatwierdzenia”. Tak powinien był powiedzieć Chacon.)

Rzeczywiście, wydaje się, że sam Chacon używa określenia „pod prąd” później, aby mieć na myśli to samo, kiedy mówi o przepisaniu wszystkich poleceń dziecka w zdalnym zatwierdzeniu:

Musisz przepisać wszystkie zmiany w dół od 6df76, aby całkowicie usunąć ten plik z historii Git

Zasadniczo wydaje się, że nie ma jasnego pojęcia, co ma na myśli, mówiąc „w górę” i „w dół”, kiedy odnosi się do historii zatwierdzeń na przestrzeni czasu. Dlatego takie użycie jest nieformalne i odradzane, ponieważ jest po prostu mylące.

Jest całkiem jasne, że każde osiągnięcie (z wyjątkiem jednego) ma przynajmniej jednego rodzica i że rodzice rodziców są więc przodkami; a w drugą stronę - dzieci i potomkowie. Jest to przyjęta terminologia i jednoznacznie opisuje kierunkowość wykresu, więc jest to sposób na określenie, kiedy chcesz opisać, w jaki sposób zatwierdzenia są powiązane ze sobą w geometrii wykresu repozytorium. W tej sytuacji nie używaj „upstream” ani „downstream”.

[Dodatkowa uwaga: myślałem o związku między pierwszym zdaniem Chaconne, które cytuję powyżej, a stroną podręcznika git-merge i wydaje mi się, że to pierwsze może opierać się na niezrozumieniu drugiego. Strona podręcznika opisuje sytuację, w której używanie "upstream" jest legalne: szybkie przekazywanie często ma miejsce, gdy "śledzisz repozytorium nadrzędne, nie wprowadzasz żadnych lokalnych zmian, a teraz chcesz zaktualizować do nowego, nadrzędnego". Więc być może Chacon używał „upstream”, ponieważ widział to tutaj na stronie podręcznika. Ale strona podręcznika ma zdalne repozytorium; w Chacon nie ma zdalnego repozytorium, jak podano w przykładzie szybkiego przekazywania dalej, tylko kilka lokalnie utworzonych gałęzi.]

Według MAE globalny popyt na produkty ropopochodne może wzrosnąć o około 6,1 mln baryłek dziennie do 2022 r. Nowe wymagania nałożone przez Międzynarodową Organizację Morską w 2020 r. Na paliwo żeglugowe mogą doprowadzić do powszechnego wzrostu cen produktów ropopochodnych. Drewno Mackenzie twierdzi, że koszty paliwa firm żeglugowych mogą wzrosnąć o ponad 50% do 174 miliardów dolarów rocznie. Szacuje się również, że koszty paliwa wzrosną o 85%. Ale oprócz uderzenia w armatorów, zmiany te mogą mieć efekt kumulacyjny i wpłynąć na stawki frachtowe, ceny paliw samochodowych i lotniczych.

Kierownictwo firmy Vitol, największego światowego sprzedawcy ropy i produktów ropopochodnych, uważa, że \u200b\u200bto „odwróci rynek”, ponieważ zakazane paliwo okrętowe o wysokiej zawartości siarki (4% światowego zapotrzebowania na ropę) jest ważną częścią procesów rafinacji w wielu rafineriach. Eksperci uważają, że ceny produktów ropopochodnych (paliwa okrętowego, oleju napędowego, benzyny i paliwa lotniczego) mogą wzrosnąć o 10–20 USD za baryłkę. Podwyżka taryf za transport morski spowoduje wzrost kosztów dostaw ropy do rafinerii Wiele rafinerii nie będzie w stanie wytrzymać takich zmian. Europejskie rafinerie ropy naftowej znajdą się w trudnej sytuacji. Credit Suisse przewiduje rychłe zamknięcie kilku rafinerii we Francji, w tym z powodu decyzji Międzynarodowej Organizacji Morskiej. Sprzyjać temu będzie również niedawna decyzja władz francuskich o zakazie sprzedaży samochodów z silnikami benzynowymi i wysokoprężnymi w kraju od 2040 roku, a także konsekwentne stymulowanie sprzedaży pojazdów elektrycznych przez państwo.

Rosnieft 'stała się najdroższą rosyjską firmą pod względem kapitalizacji, wartość jej akcji wzrosła w ubiegłym roku o 60%. Dzięki konsekwentnie prowadzonej od ponad piętnastu lat strategii przejęcia licznych aktywów w Rosji i za granicą, czy też „odkurzacza”, jak określił Putin, produkcja pionowo zintegrowanych koncernów naftowych osiągnęła w ubiegłym roku rekord 265 mln ton ekwiwalentu ropy. mi.

W lipcu spółka wygrała przetarg na zagospodarowanie złoża Erginsky w Chanty-Mansyjskim Okręgu Autonomicznym, ostatniego dużego aktywa funduszu nieprzydzielonego z rezerwami 65,777 mln ton.

Tym samym, według DeGolyer & MacNaughton, udokumentowane zasoby węglowodorów pionowo zintegrowanych koncernów naftowych, w tym aktywa przejętej Baszniefti, wyniosły 37,772 mld pb. n. mi. (5,111 miliarda toe). W ciągu roku rezerwy pionowo zintegrowanych firm naftowych wzrosły o 3% lub 131 milionów ton ekwiwalentu ropy. mi. Udział firmy w rosyjskiej produkcji ropy wynosi około 40%, aw światowej 6%. Osobna historia to projekty gazowe Rosnieftu. Produkcja gazu w 2016 roku wyniosła 67,1 mld m sześc. m, czyli o 7,3% więcej niż rok wcześniej. VINK wyprzedził NOVATEK i został liderem wśród niezależnych rosyjskich producentów gazu.

Firma twierdzi, że średni koszt na jednostkę produkcji węglowodorów wynosi obecnie 2,50 USD / bbl. e., chociaż wielu rosyjskich ekspertów kwestionuje tę liczbę. Można zauważyć znaczny wzrost wierceń w Rosniefti: pomimo złego otoczenia cenowego w 2016 r. Wolumen wydobycia wzrósł w ubiegłym roku o 35% w porównaniu z 2015 r., A liczba nowych odwiertów wyniosła 2,6 tys. Sztuk. Spółka poszła ścieżką rozwoju własnego serwisu: ubiegłoroczne przejęcie Targina pozwoliło na objęcie 60% udziału usług wewnętrznych w wierceniach.

Cały przemysł naftowy, że tak powiem, świat ropy podzielony na trzy sektory:

Pod prąd - to wszystko, co wiąże się z poszukiwaniem złóż ropy i wydobyciem z nich ropy;
Midstream - sektor ten obejmuje transport ropy i produktów jej przerobu;
W dół rzeki - rafinacja ropy naftowej, dystrybucja i sprzedaż końcowych produktów naftowych.

Większość firm z branży naftowej działa w jednym sektorze. Ale niektóre z największych firm działają we wszystkich sektorach. Takie firmy nazywane są firmami zintegrowanymi pionowo (VIC).

Pod prąd

Sektor pod prąd - najbardziej ryzykowny i najbardziej zyskowny sektor naftowego świata. Sektor ten obejmuje geologiczne poszukiwania ropy i gazu oraz cały proces wydobycia ropy i związanego z nią gazu.

Większość światowej produkcji ropy jest realizowana przez krajowe koncerny naftowe. Takie firmy są kontrolowane przez poszczególne państwa i działają głównie na terenie swojego kraju. Na przykład we wszystkich krajach członkowskich ropa naftowa jest produkowana przez takie firmy. Około jednej trzeciej wydobycia ropy w krajach nienależących do OPEC jest również realizowane przez krajowe koncerny naftowe (NOC). Największe pionowo zintegrowane Narodowe Komitety Olimpijskie w krajach spoza OPEC istnieją w:

Meksyk - Petróleos Mexicanos (PEMEX);
Brazylia - Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras);
Rosja - Rosnieft, Gazpromnieft;
Chiny - PetroChina, Sinopec, CNOOC;
Malezja - Petronas;
Norwegia - StatoilHydro;
Indie - ONGC.

Wraz z krajowymi koncernami naftowymi, prywatne koncerny naftowe prowadzą również działalność wydobywczą. Największy z nich, tzw Majorssą to: ExxonMobil, Chevron, BP, Shell, ConocoPhillips, Total. Są to duże międzynarodowe firmy działające w wielu częściach świata. Firmy te powstały tak, jak teraz, około lat 90., po licznych fuzjach i przejęciach, które przetoczyły się przez sektor naftowy.

Proces fuzji i przejęć firm z branży naftowej trwa do dziś. Najnowszy przykład: w marcu 2013 r. Rosnieft 'sfinalizował transakcję przejęcia TNK-BP, stając się tym samym największą spółką publiczną na świecie pod względem zasobów ropy naftowej i wielkości produkcji. W kontekście spadku liczby odkryć nowych złóż i utrudnionego dostępu firm do zasobów ropy, a także rosnących kosztów wydobycia ropy ze starych złóż, koncerny naftowe starają się rozłożyć ryzyko i koszty na jak największy kapitał.

Oprócz notowanych koncernów naftowych istnieje wiele innych mniejszych. Część z nich należy również do przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo, część - małych i średnich (tzw. „Firm niezależnych”) - prowadzi tylko jeden rodzaj działalności.

Oprócz firm bezpośrednio produkujących ropę, do sektora wydobywczego należą również firmy zajmujące się produkcją sprzętu do wydobycia ropy naftowej, firmy posiadające platformy wiertnicze na morzu oraz firmy usługowe. Firmy takie nie posiadają własnych działów wydobycia ropy i wykonują określone prace na podstawie kontraktów z firmami naftowymi. Firmy usługowe na polach naftowych mają zwykle określony obszar specjalizacji: firmy geofizyczne, firmy wiertnicze, firmy zajmujące się konserwacją sprzętu na polach naftowych, przedsiębiorstwa transportowe, bezpieczeństwa i inne.

W Rosji wszystkie główne koncerny naftowe mają własne działy usługowe (spółki zależne). Jednocześnie w praktyce światowej firmy obsługujące pola naftowe są z reguły niezależnymi firmami świadczącymi usługi w ramach kontraktów budowlanych. Największe międzynarodowe koncerny naftowe, dobrze znane w Rosji: Schlumberger, BJ Services. Firmy dostarczające sprzęt i świadczące usługi na polach naftowych: Baker Hughes, Halliburton, Weatherford i inne.

Midstream

Sektor środkowy strumień obejmuje transport ropy i produktów ropopochodnych z niej uzyskanych na różne sposoby: tankowcami, rurociągami, w cysternach kolejowych lub samochodem.

Tylko niewielka część największych światowych koncernów naftowych ma własne jednostki transportu ropy. Większość firm na pewnym etapie transportu korzysta z usług firm zewnętrznych.

Na przykład w Rosji państwowa spółka Transnieft 'transportuje rurociągami ropę i produkty naftowe. Chyba najbardziej znaną siecią ropociągów tej firmy jest rurociąg Przyjaźń. To najdłuższa sieć ropociągów na świecie (jej długość w Rosji to 3900 km). Ropociągiem tym ropa z zachodniej Syberii jest mieszana z ropą z prowincji Wołga-Ural i dostarczana konsumentom europejskim pod marką Ural.

Transport ropy rurociągami to najtańszy i najbezpieczniejszy sposób transportu. Transport odbywa się w dzień iw nocy, latem i zimą. Rozróżniać rurociągi naftowe - do transportu ropy naftowej i rurociągi produktów naftowych - do transportu końcowych produktów naftowych: olej napędowy, benzyna, nafta.

Dość tanim i skutecznym sposobem dostarczania ropy do konsumenta jest transport ropy specjalnymi statkami wodnymi - tankowcami. Największe firmy tankowce:

Wysyłka Teekay
Linia frontu
Overseas Shipholding Group
A / S Steamship Company Torm
Ogólne morskie
Ship Finance International
Seacor Holdings
Kirby

Transport drogowy ropy naftowej to najdroższy sposób transportu. Jego jedyną zaletą jest elastyczność, czyli możliwość dostarczania ropy (produktów ropopochodnych) z jednego punktu do innego (oczywiście o ile istnieją szlaki transportowe). Transport samochodowy jest zwykle używany do dostarczania produktów ropopochodnych na stacje benzynowe. Czasami jest również używany jako tymczasowe narzędzie na polach naftowych na początkowym etapie rozwoju pola, aby dostarczyć ropę ze studni do punktu wstępnego oczyszczania ropy.

Transport ropy i produktów naftowych koleją jest mniej kosztowną metodą transportu w porównaniu z transportem drogowym. Ale też mniej elastyczny. Transport kolejowy służy do transportu ropy naftowej, produktów ropopochodnych trudnych do transportu rurami (bitum, smary, olej maszynowy). Z reguły transportowane są również różne produkty petrochemiczne, których transport drogowy jest niebezpieczny. Transport kolejowy jest szczególnie powszechny w Rosji.

Sektor średniego szczebla jest często włączany jako część sektora niższego szczebla.

W dół rzeki

Sektor w dół rzeki obejmuje rafinerie (petrochemiczne), sieć dystrybucji produktów rafinacji ropy naftowej oraz ich sprzedaż detaliczną.

Na świecie istnieje około 720 rafinerii (rafinerii), które są zlokalizowane w 120 krajach. Największy kompleks rafineryjny na świecie, Jamnagar Refinery, zlokalizowany jest w Indiach. Przetwarza 1,24 miliona baryłek ropy dziennie. W Rosji działa 27 dużych rafinerii, które dziennie przerabiają prawie 6 milionów baryłek ropy.

Każdy kompleks rafineryjny jest skonfigurowany do przetwarzania określonego gatunku oleju (lekkiego lub ciężkiego, z taką lub inną zawartością zanieczyszczeń). Każdy kompleks jest przystosowany do produkcji określonych końcowych produktów naftowych. Zazwyczaj bardziej złożone (bardziej złożone) rafinerie wytwarzają więcej lekkich produktów naftowych (takich jak benzyna), które mają wyższą wartość dla konsumentów.

Sektor niższego szczebla, oprócz rafinacji ropy naftowej, dystrybucji i sprzedaży produktów naftowych, obejmuje również przechowywanie ropy naftowej i produktów naftowych.

Konieczność przechowywania ropy (i produktów ropopochodnych) wynika z różnych przyczyn:

w celu złagodzenia sezonowych wahań popytu na niektóre produkty ropopochodne;
jako ubezpieczenie na wypadek nieprzewidzianych przerw w dostawach ropy;
zapewnienie sezonowych zapasów na trudno dostępnych (północnych) obszarach;
wiele krajów posiada strategiczne rezerwy ropy naftowej.

Magazynowanie oleju można przeprowadzić na różne sposoby:

W zbiornikach podziemnych (naturalnych)
W zbiornikach naziemnych (stalowych)

Podziemne zbiorniki często przechowują gaz, czasem ropę i nigdy nie przechowują produktów ropopochodnych (benzyny, oleju napędowego). Do przechowywania produktów ropopochodnych stosuje się tylko czyste, gruntowe zbiorniki stalowe. Ropa naftowa jest również najczęściej przechowywana w zbiornikach naziemnych.

Przechowywanie oleju to niezwykle kosztowna „przyjemność”. Koszty magazynowania obejmują konserwację zbiornika, bezpieczeństwo, ubezpieczenie, kapitałowe koszty zbiorników i tak zwane koszty alternatywne. Dlatego struktury komercyjne dążą do jak największego zmniejszenia ilości przechowywanej ropy.

- złożone, różnorodne, wielopłaszczyznowe, z wieloma firmami specjalizującymi się w takiej czy innej dziedzinie - działa jak jeden organizm. Jego podział na sektory jest raczej arbitralny, niemniej jednak pozwala lepiej zrozumieć, jak ten „organizm” działa. Sektor wyższego szczebla, sektor średniego i niższego szczebla są częścią jednej całości, znanej jako przemysł naftowy.

Aby zrozumieć, czym są Peering, Upstream i Downstream, wyobraźmy sobie, że przez całe życie byłeś administratorem sieci domowej, ale nagle chciałeś wejść na nowy poziom - zdecydowałeś się sprzedać Internet swoim użytkownikom, tym samym ścieżka małego, ale dumnego dostawcy miasta M.

Pod prąd.

„Aby sprzedać coś niepotrzebnego, czy najpierw trzeba kupić coś niepotrzebnego?” c) matroskin kota

Decyzja została podjęta, będziesz sprzedawać Internet, ale żeby go sprzedać, musisz go najpierw kupić. Tu zaczyna się zabawa, zaczynasz komunikować się z największymi operatorami telekomunikacyjnymi, porównywać ceny, targować się, blefować, mając tylko jeden cel - jak najtańszy zakup internetu. Ten, od którego kupisz Internet, będzie Twoim Upstream. Możesz mieć kilka upstreams, im więcej ich jest, tym bardziej niezawodna jest twoja sieć. Wypadki mają nawet duzi operatorzy telekomunikacyjni i leży to w Twoim interesie, aby w momencie wypadku jeden operator miał rezerwę w postaci innego dużego operatora telekomunikacyjnego. Jednak odporność na awarie nie jest jedynym plusem, mając kilka upstreams, możesz w ten sposób obniżyć koszt usługi, straszywając je jeden po drugim, że rozłączysz. jakość jego konkurenta jest lepsza i tańsza.

Peering.

Zmiana mydła i rajstop
Na zimne piwo!

Tak więc, rozwijasz się, sprawy idą w górę, ale okazuje się, że większość użytkowników pobiera treści od małego dostawcy z sąsiedniego obszaru. Powstaje logiczne pytanie, po co płacić za to swojemu upstreamowi, skoro możesz negocjować z tym małym dostawcą i wymieniać ruch / treści za darmo. Decyzja została podjęta, idziesz do sąsiada z brandy i ofertą handlową. Lubi koniak, oferta wydaje się taka sama, w końcu zawierasz umowę o swobodnej wymianie ruchu między twoimi sieciami, umowa ta nazywa się peering. Życie staje się lepsze, koszt kupowania ruchu z Upstreams spada, rozumiesz piękno peeringu. Zainspirowany takimi perspektywami, zabierając kolejną butelkę koniaku i ofertę handlową udajesz się do dużego operatora telekomunikacyjnego „K”, koniak już mu się nie podoba, podobnie jak oferta handlowa. Operator „K” proponuje test peeringu, myśląc, że robota jest wykonana, zgadzasz się… Jednak nie wszystko jest takie proste, w wyniku testów okazuje się, że ruch w Twoim kierunku jest 3 razy większy niż w jego. Oczywiście peering nie jest opłacalny dla Operatora „K” i oferuje on kupienie go za symboliczną kwotę. Myślisz, że to niesprawiedliwe, bo peering to wymiana ruchu sieciowego na sieć, jednak Twój umysł i umiejętność liczenia podpowiadają, że nawet na takich warunkach bardziej opłaca się go kupić. Smutne, irytujące, ale takie jest życie.

W dół rzeki.

„Kupowanie zegarka za pięć milionów nie jest fajne, fajnie jest móc go sprzedać.” (C)
Żydowska mądrość

Z biegiem czasu sieć rozprzestrzeniła się po całym mieście i stała się drugą co do wielkości. W trakcie rozwoju mali operatorzy telekomunikacyjni zaczęli kontaktować się z Tobą, aby kupić od Ciebie Internet. Po dokonaniu odpowiednich oznaczeń, z przyjemnością go sprzedasz ... W ten sposób masz pierwsze spadki. Tutaj, jako upstream, nie czeka Cię nic interesującego, Twoim celem jest zapewnienie usługi odpornej na uszkodzenia w atrakcyjnej cenie. Jednak nie spiesz się z radością, znajdziesz blefy, oszustwa i prowokacje, ogólnie wszystko, do czego się uciekłeś, gdy podążałeś ścieżką dostawcy. Mali operatorzy telekomunikacyjni będą próbowali obniżyć cenę w każdy możliwy sposób, mówiąc, że Twój bezpośredni konkurent w mieście sprzedaje taniej. Tutaj pozostaje wierzyć lub nie. Ktoś otwarcie skłamie, a ktoś nie, aby to zrozumieć, zajmie doświadczenie i znajomość rynku.

Podobne artykuły