Курсовая работа: Сравнение крупнейших нефтегазовых компаний: "Газпром", "Лукойл" и "Роснефть"

В структуру НК «Роснефть» входят двенадцать полностью консолидируемых дочерних обществ, специализирующихся на добыче и разработке месторождений Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре, Центральной России, южной части Европейской России и на Дальнем Востоке. Компания также владеет 20%-ной долей в СРП по проекту «Сахалин-1», который консолидируется на пропорциональной основе. Кроме того «Роснефть» участвует в пяти добывающих совместных предприятиях, которые учитываются по методу участия в капитале.

Крупнейшие и наиболее значимые предприятия Компании (Юганскнефтегаз и Пурнефтегаз в Западной Сибири, а также Самаранефтегаз в Центральной России) в совокупности обеспечили большую часть добычи нефти Компанией (79% в 2009 г.).

В 2009 г. «Роснефть» подтвердила статус лидера по добыче нефти в России. По итогам года Компания добыла 108,9 млн т (2,18 млн барр./сут.) нефти и газового конденсата (по международным стандартам), что на 2,6% выше аналогичного показателя предыдущего года. Рост был обеспечен прежде всего вводом в эксплуатацию Ванкорского месторождения, а также активной разработкой месторождений «Юганскнефтегаза» и «Самаранефтегаза».

«Роснефть» является одним из крупнейших независимых производителей газа в Российской Федерации. В 2009 г. Компания добыла 12,7 млрд куб. м природного и попутного газа, что на 2,4% превышает уровень 2008 г.

В 2009 г. усилия Компании были сконцентрированы на контроле над расходами, повышении операционной эффективности действующих активов и вовлечении в эксплуатацию имеющихся запасов углеводородов. Производственные и операционные расходы сегмента «Геологоразведка и добыча» снизились на 545 млн долл. по сравнению с 2008 г. При этом удельные операционные расходы на добычу составили 2,57 долл. на барр. и 2,34 долл. на барр. н. э. по сравнению с 3,41 долл. на барр. и 3,11 долл. на барр. н. э. в 2008 г. Снижение удельных операционных расходов произошло вследствие номинального обесценения рубля по отношению к доллару на 21,6% год к году, а также благодаря предпринятым мерам по снижению затрат.

В 2009 г. объем эксплуатационного бурения по консолидируемым обществам НК «Роснефть» (кроме проекта Сахалин-1) составил 2 278 тыс. м. В добычу из эксплуатационного бурения было введено 733 нефтяных и 3 газовых скважины. Добыча по новым скважинам составила 10,6 млн т (77,3 млн барр.) нефти и газового конденсата и 0,5 млрд куб. м газа. По состоянию на конец 2009 г. действующий фонд нефтяных и газоконденсатных скважин консолидируемых обществ НК «Роснефть» насчитывал 17,58 тыс. скважин. Сокращение действующего фонда добывающих скважин по сравнению с концом 2008 г. связано с проведением комплекса мероприятий по оптимизации фонда, в том числе по закрытию низкодебитных и высокообводненных скважин.

Средний дебит новых добывающих скважин консолидируемых обществ Компании составил 89,1 т/сут (652 барр./сут). Средний дебит по всему фонду добывающих скважин составил 15,5 т/сут (114 барр./сут), что на 8% выше аналогичного показателя предыдущего года.

В 2009 г. затраты консолидируемых обществ НК «Роснефть» на разработку запасов составили 5 422 млн долл., что на 15% меньше по сравнению с предыдущим годом. Снижение в основном связано с номинальным обесценением рубля по отношению к доллару. Основная часть затрат связана с разработкой Ванкорского месторождения.

Основные показатели

Газовая стратегия.

«Роснефть» является одним из крупнейших в России независимых производителей газа. Доля газа в суммарной добыче углеводородов Компании составляет в настоящее время около 10%. При этом с каждым годом газовый сектор приобретает все большее значение для Компании. Это обусловлено наличием у НК «Роснефть» значительных неразрабатываемых запасов газа, а также постоянным ростом рентабельности данного сектора на фоне растущих цен на газ. Потенциал «Роснефти» по добыче газа превышает 55 млрд куб. м в год. Рост добычи газа Компании ограничен доступом к транспортной системе компании «Газпром» и способностью Газпрома обеспечить приобретение газа на внутреннем рынке («Роснефть» не может экспортировать природный газ, поскольку Газпрому принадлежит 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 (по классификации PRMS) составляли 816 млрд куб. м, причем разрабатывалось менее четверти этих запасов. Порядка 70% доказанных запасов газа Компании находится в Ямало-Ненецком автономном округе (Западная Сибирь), главным образом в Ямало-Ненецком автономном округе, причем 46% приходится на Харампурское месторождение.

Газовая стратегия НК «Роснефть» охватывает как континентальные, так и шельфовые месторождения газа. Центральным проектом стратегии является разработка крупного Харампурского месторождения. Газ, добываемый в рамках данного и прочих континентальных проектов, планируется реализовывать Газпрому и местным потребителям. Сахалин-1 на Дальнем Востоке — основной шельфовый газовый проект Компании. В рамках данного проекта с конца 2005 г. ведется коммерческая добыча газа. Перспективными шельфовыми газовыми проектами являются Сахалин-3 и Сахалин-5.

Одним из приоритетных направлений газовой стратегии Компании является повышение уровня использования попутного нефтяного газа. По итогам 2009 г. уровень использования составил 65,3% % по сравнению с 61,1% в 2008 г. В 2009 г. продолжалась активная реализация соответствующей программы. Так, вышла на проектную мощность первая газокомпрессорная станция Приобского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе, что позволило увеличить объем полезного использования попутного газа на 700 млн куб. м в год. В конце 2009 г. завершился этап общестроительных работ на первой очереди Приобской газотурбинной электростанции, начались пусконаладочные работы. Проектная мощность станции составляет 300 МВт, она будет потреблять свыше 500 млн куб. м газа в год.

В декабре 2009 г. завершен также комплекс строительных работ на Тарасовской газопоршневой электростанции в Западной Сибири. Проектная мощность станции составляет 54 МВт, она будет потреблять около 80 млн куб. м газа в год.

Программа по повышению уровня использования попутного нефтяного газа предполагает также использование механизмов Киотского протокола. В 2009 г. в рамках соглашений по продаже единиц сокращения выбросов, заключенных Компанией в 2008 г. со Всемирным банком и компанией «Карбон Трейд энд Файнэнс Сикар С. А.» (совместное предприятие Dresdner Bank и ОАО «Газпромбанк»), продолжались работы по созданию инфраструктуры для утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Харампурской группы и Комсомольском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Кроме того, в 2009 г. проведена верификация (подтверждение) объемов сокращения выбросов, полученных по Хасырейскому месторождению в Ненецком автономном округе. Реализация соглашений позволит частично компенсировать инвестиции, направляемые на реализацию программ повышения эффективности использования попутного газа на указанных месторождениях.

В 2009 г. добыча природного и попутного газа составила 12,68 млрд куб. м, что на 2,4% превышает уровень 2008 г.

Основные показатели газового сектора НК «Роснефть»

Наука и инновации.

Корпоративный научно-проектный комплекс (КНПК) включает в себя Корпоративный научно-технический центр (КНТЦ) и 10 региональных научно-исследовательских и проектных институтов (КНИПИ), из которых 7 институтов относятся к блоку разведки и добычи, 3 – к блоку переработки и сбыта. Таким образом, КНПК осуществляет научно-методическое сопровождение всей производственной цепочки Компании.

Управление инновационной деятельностью осуществляется с помощью системы целевых инновационных проектов.

Разведка.

Целевые инновационные проекты в области геологоразведки направлены на снижение геологических рисков и повышение точности определения перспективных структур.

В 2009 г. специалистами КНПК были выполнены методические разработки по оценке рисков геолого-разведочных проектов, вероятностной оценке ресурсов и по приоритетным направлениям лицензирования на суше РФ с целью открытия крупных месторождений углеводородов. Велись исследования, апробация и внедрение в практику новых технологий моделирования месторождений.

Также продолжались исследования по созданию современных региональных геологических моделей осадочных бассейнов на шельфе морей РФ, оценке их ресурсного потенциала, ранжированию перспективных участков и объектов, по анализу геологических рисков, подготовке рекомендаций к программам лицензирования и геолого-разведочных работ на основе новейших технико-методологических подходов.

Помимо этого, в 2009 г. на основе комплексного анализа критериев нефтегазоносности с использованием современных технологий прогнозирования были даны рекомендации по лицензированию перспективных участков для наращивания ресурсной базы Компании в Восточной Сибири, Алжире, азербайджанском секторе акватории Каспийского моря, в Ираке, на шельфе Абхазии. Подготовлены предложения по геолого-разведочным работам на шельфе Каспийского моря и в Казахстане. В результате проведенных работ приобретены активы в Ненецком автономном округе, в Самарской области и на Сахалине, в Абхазском секторе акватории Черного моря.

В рамках целевых инновационных проектов разработан атлас сейсмостратиграфических особенностей волновой картины Дальнего Востока, шельфа Охотского моря и северных морей России. Кроме того, начаты работы по созданию цифровой региональной геолого-геофизической основы для планирования геолого-разведочных работ в различных регионах деятельности Компании.

Разработка.

В 2009 г. продолжалась реализация проектов освоения месторождений, основанных на интегрированном подходе – построении единой модели, учитывающей все аспекты разработки (пласт, скважины, поверхностное обустройство, экономические расчеты). По важнейшим месторождениям Компании выполнен 31 интегрированный проект (в 2008 г. – 10 проектов, в 2007 г. – 5).

В рамках целевых инновационных проектов:

разработан алгоритм и создан рабочий инструмент для расчета добычи и целевого коэффициента извлечения нефти в неоднородных и расчлененных пластах;

создана и апробирована методика использования данных нормальной эксплуатации при оценке пластового давления;

разработан шаблон применения систем разработки при заводнении для проведения экспресс-оценок при стратегическом планировании систем заводнения с учетом особенностей систем заканчивания скважин;

разработан шаблон применения технологий и алгоритмов расчета вариантов разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием наиболее эффективных технологий;

проведена оптимизация схем разработки низкопроницаемых пластов Приобского, Мало-Балыкского, Угутского и Средне-Угутского месторождений с максимальным использованием потенциала гидравлического разрыва пласта. Выбор оптимальной сетки скважин осуществляется с использованием последних разработок в области сопряженного геомеханического и гидродинамического моделирования (University of Calgary, Канада);

достигнуто повышение эффективности большеобъемных кислотных обработок за счет внедрения комплексного подхода к контролю качества реагентов и использования новых отклонителей.

В 2009 г. для повышения эффективности бурения и заканчивания скважин при их строительстве и реконструкции проведены испытания и внедрение новой техники и технологий (12 технологий на 448 скважинах).

В 2009 г. Компания запустила в эксплуатацию Ванкорское месторождение, уникальность которого заключается не только в размерах его запасов, но и в примененных при его проектировании и строительстве инновационных и технологических решениях. В частности, таких, как:

Строительство скважин с большими отходами от вертикали и сложными траекториями (с использованием современных отечественных буровых установок БУ 4500/270ЭКБМ грузоподъемностью 270 т).

Применение горизонтальных скважин, что по сравнению с применением вертикальных скважин позволило увеличить коэффициент продуктивности скважин в среднем в 3,2 раза, снизить обводненность продукции в 2,7 раза.

Использование роторных управляемых систем, позволяющих бурить скважины в заданном направлении. Это повысило эффективность буровых работ в 2,5 раза по сравнению с применением стандартных компоновок низа бурильной колонны для наклонно направленного бурения. Роторно управляемые системы бурения скважин обеспечили максимальное увеличение отхода траекторий от вертикали до 2 700 м, что позволило уменьшить число кустовых оснований и капитальные вложения.

Геологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин в реальном времени (геонавигация) с проведением геофизических исследований скважин непосредственно во время бурения.

Управление притоком в горизонтальных скважинах: установка в горизонтальные стволы специальных устройств контроля притока ICD для снижения доли воды и газа в продукции скважины.

Внедрение комплексной системы управления добычей TPMSYS™, которая проводит оперативный мониторинг показателей скважин и расчеты необходимых параметров, что позволяет оптимизировать работу любой скважины.

3D-проектирование объектов обустройства.

Использование технологических модулей высокой степени готовности (прошедших испытания на заводах-изготовителях) при строительстве объектов обустройства, что позволило сократить строительно-монтажные работы на самом месторождении на 67%.

Технология термостабилизации грунта.

Добыча.

В 2009 г. в рамках целевых инновационных проектов с целью повышения эффективности процессов добычи:

разработаны шаблон применения технологий механизированной добычи нефти и методические указания по его использованию;

разработана система поддержки принятия решений для увеличения энергоэффективности процесса добычи на базе программного комплекса «Rosneft - WellView»;

разработана и апробирована программа по дизайну ремонтно-изоляционных работ с использованием математического моделирования;

доработана, реализована и апробирована методика расчета параметров и выбора технологии предупреждения солеотложения;

разработан симулятор для проектирования дизайна большеобъемных кислотных обработок карбонатных коллекторов.

В 2009 г. продолжилось внедрение комплексной системы управления добычей Total Production Management System (TPMSYS™), позволяющей специалистам Компании оптимизировать работу любой скважины на основе геофизических данных и полной информации о ее конструкции, текущих параметрах работы и используемом оборудовании. Введен в промышленную эксплуатацию программный комплекс мониторинга и оптимизации режимов работы механизированных скважин и погружного оборудования «РН-Wellview». Инженерное сопровождение сложных геолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось более чем на 960 скважинах. Суммарный годовой эффект от применения инженерных методик комплекса TPMSYS™ 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 проведены успешные испытания новой техники. Так, например, в ОАО «Самаранефтегаз» с целью интенсификации притока вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществлялось глубоко проникающими перфораторами ПКТ-89 КЛ и ПКТ-73 КЛ на депрессии; на 20 скважино-операциях было отработано применение технологии проведения гидроразыва пласта (ГРП) на скважинах с зарезкой боковых стволов (ЗБС) без воздействия на материнскую колонну. В отчетном году в ОАО «Самаранефтегаз» на трех объектах было применено оборудование STOPL с полевыми разборными рукавами для проведения ремонтных работ без остановки перекачки транспортируемого продукта.

В рамках развития технологической информационной системы блока «Добыча» в 2009 г. в ЗАО «Ванкорнефть» внедрены модули, обеспечивающие мониторинг эксплуатационного фонда нефтяных и нагнетательных скважин, текущего и капитального ремонта скважин, работы технологических объектов (УПСВ-Юг, НПС-1,2, КНПС и пр.) в режиме реального времени. Ведется дальнейшая модернизация и развитие технологических информационных систем, таких, как «ЦДС», «РН-Добыча. Техрежим скважин», «ТИС-Добыча». Идет внедрение современной системы телемеханики «КИУС».

3.3 Основные финансовые показатели

В 2008г. чистая прибыль НК «Роснефть» составила рекордные 11,1 млрд долл.; чистый долг сократился на 5,0 млрд долл.

За 12 месяцев 2008г. прибыль до уплаты процентов, налога на прибыль и амортизации (EBITDA) составила рекордные 17 108 млн долл., что на 18,3% больше, чем в 2007г. Показатель EBITDA за IV кв. 2008г. составил 32 млн долл. по сравнению с 5 084 млн долл. в IV кв. 2007г.

Чистая прибыль 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 прибыль составила 775 млн долл. (в IV кв. 2007г. – 2 179 млн долл.).

В 2008г. Компания сократила чистый долг на 4 992 млн долл. до 21 283 млн долл. При этом отношение чистого долга к показателю EBITDA (за предшествующие 12 мес.) снизилось с 1,8 до 1,2, а отношение чистого долга к капиталу снизилось до 35%. В целом за 12 мес. было выплачено и рефинансировано свыше 16 млрд долл. задолженности, включая погашение последнего транша по бридж-кредиту на общую сумму 22 млрд долл., привлеченному в начале 2007г. В настоящее время размер задолженности Компании к погашению в течение 2009г. составляет порядка 7 млрд долл. (по обменному курсу 35 руб./долл., с учетом нового синдицированного банковского кредита в размере 1 350 млн долл., соглашение о привлечении которого было подписано в январе 2009г.), что составляет менее половины общего объема рефинансирования за 2008г.

Улучшение основных финансовых показателей в 2008г. связано с сохранением лидирующих темпов роста среднесуточной добычи нефти, усилением контроля над расходами, повышением маржи в сегменте переработки и сбыта, а также рекордно высоким уровнем цен на нефть и нефтепродукты в первой половине года. Рост финансовых результатов сдерживался, прежде всего, увеличением налоговой нагрузки (суммарные налоговые расходы в 2008г. достигли исторического максимума в 38,7 млрд долл. по сравнению с 26,7 млрд долл. в 2007г.), ростом транспортных тарифов (на 8 – 31%), реальным укреплением рубля к доллару, наблюдавшимся до III кв. 2008г., а также резким падением цен на нефть и нефтепродукты во второй половине года.

В 2008г., несмотря на достаточно высокие темпы инфляции, Компании удалось снизить производственные и операционные расходы на добычу до 3,41 долл./барр. с 3,48 долл./барр. в 2007г.

Капитальные затраты Компании за 12 мес. 2008г. составили 8 732 млн долл., увеличившись на 28,8% по сравнению с 2007г. (включая чистое увеличение стоимости материалов в размере 578 млн долл.). Рост связан, в основном, с расширением масштабов деятельности на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз», а также на Ванкорском месторождении. Относительно аналогичного периода 2007г. в IV кв. 2008г. капитальные затраты возросли на 2,9% – до 2 307 млн долл.

В 2008г. НК «Роснефть» сохранила мировое лидерство по темпам роста добычи нефти. Так, среднесуточная добыча (включая добычу дочерними обществами и долю в добыче зависимых обществ) увеличилась на 4,6% до 2 121 тыс. барр./сут по сравнению c 2 027 тыс. барр./сут в 2007г.; при этом органический рост составил 3,3%. Снижение добычи в IV кв. 2008г. относительно аналогичного периода предыдущего года связано с продажей 50-процентной доли в компании «Томскнефть» в конце 2007г. Без учета добычи «Томскнефти», в IV кв. 2008г. объемы добычи Компании увеличились на 0,4% по сравнению с IV кв. 2007г.

В 2008г. выпуск нефтепродуктов составил 46,44 млн тонн, увеличившись на 21,0% по сравнению с 2007г. Столь значительный рост связан с увеличением объемов переработки на Туапсинском и Комсомольском НПЗ, а также c приобретением пяти крупных НПЗ во II кв. 2007г. В IV кв. 2008г. объем производства нефтепродуктов составил 11,46 млн т.

Объемы розничной реализации нефтепродуктов в 2008г. выросли в 1,8 раза по сравнению с 2007г. и составили 4,06 млн т. В IV кв. 2008г. через розничную сеть Компании было реализовано 0,97 млн т нефтепродуктов, что на 20% превысило показатель аналогичного периода 2007г.

В 2009г. показатель EBITDA НК «Роснефть» составил 13,6 млрд долларов США, чистый долг снизился на 2,8 млрд долларов

За 2009г. выручка от реализации составила 46 826 млн долларов, что на 32,1% ниже аналогичного показателя 2008г. Снижение выручки связано со снижением цен на нефть и нефтепродукты. Показатель EBITDA за 2009г. составил 13 565 млн долларов, что на 20,7% ниже аналогичного показателя за 2008г. Уменьшение связано, в первую очередь, со снижением выручки от реализации из-за более низких, чем в предыдущем году, цен на нефть и нефтепродукты.дукты. Чистая прибыль за 2009г. достигла 6 514 млн долларов, что на 35,9% ниже аналогичного показателя за 2008г. Снижение прибыли частично объясняется увеличением эффективной 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 млн долларов, и выплатила 622 млн долларов в качестве дивидендов. Снижение чистого долга стало возможным благодаря генерации свободного денежного потока в 3,4 млрд долларов, из которых 1,2 млрд долларов были получены в IV квартале 2009г. В 2009г. «Роснефть» значительно улучшила свой кредитный портфель. Так, размер краткосрочного долга сократился на 6,2 млрд долларов, доля долгосрочного долга возросла с 42% до 67% от суммарной задолженности, а отношение чистого долга к EBITDA составило 1,36. В 2009г. среднесуточная добыча нефти составила 2 182 тыс. барр./сут., что на 2,9% превышает уровень 2008г. Основным фактором роста добычи стало Ванкорское месторождение, которое было официально введено в эксплуатацию в августе 2009г. В декабре 2009г. среднесуточная добыча на месторождении составила 205 тыс. барр./сут., а в конце января 2010г. увеличилась до 220 тыс. В 2009г. выпуск нефтепродуктов увеличился до 47,1 млн тонн, или на 1,3% по сравнению с предыдущим годом. В 2009г. удельные затраты на добычу нефти составили 2,57 долл./барр., что на 24,6% ниже по сравнению с уровнем 2008г. Несмотря на 8,8-процентную инфляцию за 2009г., снижение удельных затрат на добычу нефти в рублевом выражении составило 3,8%. Операционные расходы НПЗ 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 проведением мероприятий по сокращению затрат и увеличением внутригрупповых запасов нефтепродуктов.

Заключение

Нефтегазовая промышленность остается важнейшей отраслью в экономике современной России. Несмотря на спад объемов добычи нефти после распада СССР, на долю России приходится 12,8 процентов от мирового объема добычи нефти. После того, как в 2006 – 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 году вышла на первое место по добыче нефти, несмотря на то, что по сравнению с 2007 годом объем даже несколько сократился.

Более половины от всего объема нефтедобычи поступает из Западной Сибири, причем большая часть приходится на Ханты-Мансийский Автономный округ. Следом идет европейская часть России, главным образом Урал и Поволжье.

Лицензии на добычу нефти и газового конденсата в России на 1 января 2009 года имели 294 предприятия. При этом, 132 из этих предприятий входят в 10 вертикально-интегрированных структур. На долю этих структур приходится около 92 процентов добычи российской нефти.

В отчете я рассмотрела три крупных компании нефтегазовой промышленности Российской Федерации : ОАО «Газпром», НК«Лукойл, НК «Роснефть». Несмотря на серьезнейшие колебания мировых цен на нефть в 2008 году,в связи с наступившим кризисом, итоги этого года были довольно удачными для российских нефтегазовых предприятий. Именно эти три компании заняли первые три места в рейтинге крупнейших по объему реализации российских компаний Эксперт-400: "Газпром", реализовавший по итогам 2008 года продукции на сумму 3518960,0 миллионов рублей и получивший чистую прибыль 742928,0 миллионов рублей, НК "Лукойл" с выручкой 2146412,4 миллиона рублей и чистой прибылью 227319,8 миллионов рублей и НК "Роснефть" (выручка - 1140203,9 миллион рублей, чистая прибыль - 276443,2 миллиона рублей).

Чистая прибыль ОАО «Газпром» в 2009 году увеличилась на 5%, у НК «Лукойл»- уменьшилась на 12,5%, у НК «Роснефть» уменьшилась на 35%. Выручки от продаж снизились у все компаний. У ОАО «Газпром» уменьшилась на 8%, у НК «Газпром» на 8%, более всех кризис повлиял на выручку от продаж у НК «Роснефть» -уменьшилась на 32%. На конец 2009 года долг у ОАО « Газпром» возрос на 35%, у НК «Лукойл» сократился на 20%,у НК «Роснефть», уменьшался на 13%.

Для всех компаний это был тяжелый год, но кризис подтолкнул компании к более активной инновационной деятельность, предусматривающей разработку перспективных планов и программ для устойчивого развития сырьевой базы и создание новых технологий для эффективной добычи природного сырья.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.  http://tradefor.ru/foundations/issuer/about_issuers/gazprom/

2.  http://www.gazprom.ru/

3.  http://www.lukoil.ru/

4.  http://www.rosneft.ru/

5.  http://www.rb.ru/topstory/business/2009/06/19/170116.html

6.  http://www.bfm.ru/articles/2010/08/09/rosneft-nespeshno-vernula-dolg-jukosu.html

7.  http://elysium-p.livejournal.com/10251.html

8.  http://www.tehnoprogress.ru/lenta/news65711.html

9.  http://www.rb.ru/topstory/economics/2010/04/29/164822.html