--PAGE_BREAK--2.1.Проблемы российской нефтегазовой отрасли
За последние 10 лет в стране наблюдается резкое ухудшение состояния сырьевой базы в нефтяном комплексе. Оно ведет к резкому увеличению себестоимости добычи нефти и, следовательно, к огромным потерям для бюджета страны. Также уменьшаются ее конкурентные возможности на мировом рынке, и происходит неоправданное «запирание» огромных запасов нефти как «нерентабельных к разработке». По вине новых владельцев и инвесторов в течение последних 10 лет прошедшего столетия объемы разведочного бурения сократились более чем в 4 раза, прирост запасов нефти – в 6,5 раз. Существенно сократились объемы разведочных географических исследований. В результате ухудшения эффективности геологоразведочных работ прирост запасов нефти с 1994 г. уже даже не компенсирует добычу. Выработка ведется в основном из активной части запасов. Компании ведут такую разработку, при которой достигается минимальная себестоимость нефти. Новые хозяева не заботятся о будущем страны. Сверхобеспеченность запасами многих крупных компаний способствует тому, что в стране увеличивается добыча нефти в основном за счет интенсификации выборочной отработки активной части запасов, - «снятием сливок», по меткому выражению В.В. Путина – при одновременном прекращении эксплуатации сотен и тысяч малодебитных скважин, добывающих нефть из «трудных» запасов. Положение усугубляется тем, что за последнее десятилетие практически свернуто применение современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), без чего невозможна эффективная разработка трудных запасов, а значит, и преодоление негативной тенденции снижения нефтеотдачи, принявшей уже угрожающий характер. Вследствие вышеизложенных причин происходит следущее:
1. Нет прироста запасов.
2. Идет снижение нефтеотдачи.
3. Разработка происходит преимущественно из активной части запасов.
4. Не разрабатываются передовые отечественные методы увеличения нефтеотдачи и не поощряются научные разработки.
Если государство решительно не вмешается, то в будущем мы столкнемся только с трудноизвлекаемыми запасами и будем вынуждены на унизительных условиях пользоваться дорогими зарубежными технологиями. Это резко увеличит себестоимость отечественной нефти, и мы уже не сможем конкурировать как с Ближневосточными странами, где находятся преимущественно месторождения с активными запасами, так и со странами США и Канада, где структура запасов схожа с нашей, но ведется разумная и активная разработка и внедрение МУН.
Самой острой проблемой на сегодня является недостаточное воспроизводство минерально-сырьевой базы, то есть отстаивание объемов поисков и разведки новых месторождений полезных ископаемых от нарастающих объемов добычи соответствующих видов минерального сырья. Вот уже второе десятилетие подряд в России не ведется масштабных геологоразведочных работ на перспективных площадях. И как следствие – нет открытий новых месторождений с существенными запасами полезных ископаемых.
Воспроизводство минерально-сырьевой базы в широком смысле – это поиски и разведка новых месторождений полезных ископаемых с запасами, достаточными для покрытия дефицита минерального сырья при условии максимально полного извлечения из недр и дальнейшего экономного комплексного использования. Это одна из важных составляющих развития и пополнения природных запасов. Есть и другие составляющие: полнота отработки полезных ископаемых, включая нерентабельность извлечения лишь отдельных компонентов в комплексных рудах, невысокие коэффициенты извлечения нефти и газа, использования низконапорного газа, разработки остаточных запасов полезных ископаемых, эффективной переработки отходов и отвалов горной промышленности; а также — ресурсосбережение, включая вопросы использования вторичного сырья, снижения материалоемкости и энергоемкости российского производства и жизнеобеспечения социальных объектов. Для многих «бизнесменов» все перечисленное выглядит, словно китайская грамота, но по той же причине привлечение некоторыми российскими нефтегазовыми компаниями западных сервисных подрядчиков приобрело в России уродливую, отличающуюся от мировой практики форму. Вместо того, чтобы объявить конкурсы на геологоразведочные, геофизические и другие работы, компании заключают корпоративные соглашения с западными подрядчиками: ТНК – с «Халлибуртоном», «Газпром» – с «Шлюмберже», затем, заказчик с подрядчиком (например, ТНК с «Халлибуртоном») направляются в международный банк, с помощью подрядчика берут кредиты на выполнение сервисных работ и полученные средства подрядчик успешно тратит. Как работает «Халлибуртон», каков уровень коррупции в этой компании известно из мировой прессы, но, похоже, это малого кого волнует.
Сервисный рынок необходимо сделать прозрачным, и в первую очередь — для российских сервисных компаний, имея ввиду то, что практически все, что есть в мире для сервиса в добывающем комплексе, есть у самих российских подрядчиков.
Надежный контроль над разведкой месторождений сегодня в России отсутствует. Из действующего фонда нефтяных скважин добываются на 25% больше нефти, чем предусмотрено лицензионными соглашениями, в то же время на настоящий момент не пробурено более 20 тысяч добывающих скважин, предусмотренных по условиям лицензий. Идет выборочный отбор запасов, нарушается проектная сетка разбуривания месторождений. Недоосвоенные капиталовложения от проектных уровней только в Ханты-Мансийском автономном округе за последние 10 лет составили около 20 млрд. долларов США. И при всем при этом компании имеют огромные сверхприбыли. Практически — это ничем не прикрытый грабеж.
Стоит обратить внимание, что интенсивный отбор нефти происходит преимущественно из активной части запасов, но она пока не восполняется такими же высокопродуктивными объектами. Вертикально-интегрированные компании не заинтересованы заниматься мелкими месторождениями и низкодебитными скважинами. Мировая практика развитых стран показывает, что малый и средний бизнес в недропользовании – это основной фактор, способствующий разработке небольших месторождений, трудноизвлекаемых и остаточных запасов, введению в действие простаивающих скважин. Эффективность работы малых и средних недропользователей налицо в нефтегазовой отрасли США и Канады, эти компании обеспечивают добычу около 40% добываемой в этих странах, а в России только 10%.
В настоящее время развитие малого и среднего нефтедобывающего бизнеса в России, в том числе с участием иностранных инвестиций, сдерживает отсутствие необходимой правовой базы предприятий малого горного бизнеса. В прошлом к малым предприятиям любой отрасли промышленности относились те, среднесписочная численность которых не превышала 200 человек (независимо от статуса и численности их учредителей). Федеральный закон «О государственной поддержке малого предпринимательства в РФ» изменил предельную численность до 100 человек и ввел жесткие критерии для учредителей, существенно сузив круг предприятий, которые можно отнести к малым.
В данный момент в различных регионах России сложилась своя практика развития малого бизнеса. Так, например, в Республике Карелия, почти 60% добывающих предприятий можно отнести к малому бизнесу. Однако, кроме признаков, относящих их к субъектам малого предпринимательства, практически ничего не отличает их от крупных добывающих предприятий. Развитию этих предприятий препятствует наличие большого количества административных ограничений и преград, преодоление которых требует от персонала управления малых предприятий значительных временных и финансовых затрат.
В Республике Татарстан другая практика. Там с 1997 г. создано 28 частных малых предприятий, которые начали разработку 56 мелких месторождений с трудноизвлекаемой нефтью и расположенных вдали от нефтедобывающей инфраструктуры. Успешной работе предприятия способствовала планомерная и экономическая поддержка правительства Республики Татарстан посредством создания благоприятного налогового климата. Уместно вспомнить, что и приватизация в Татарстане проводилась не по «беспредельному» варианту.
Дальнейшее развитие малого и среднего предпринимательства в недропользовании требует от государства содействия в решении накопившихся проблем, в том числе и на государственном уровне, что будет отвечать как частному, так и государственному интересам, которые при разумном государственном подходе должны совпадать.
Однако до настоящего времени действующее законодательство не до конца учитывает особенности недропользования для малого и среднего бизнеса в отрасли. Демократы из СПС и «Яблока» в свое время об этом «позаботились».
Еще одна важная проблема – это утилизация попутных газов. На крупных месторождениях, удаленных от промышленных районов попутный газ нефти (метан) обычно сжигается. Необходимо создавать установки, и даже мини-заводы по утилизации попутного газа, используя наработки наших ученых. По оценкам специалистов такие заводы могут быть сооружены при каждом месторождении в короткие сроки за полтора – два года. В этом случае улучшается экологическая ситуация в регионе добычи нефти, а также частично компенсируются затраты на разработку месторождений. Потенциальная прибыль от переработки попутного газа может составить до 2% от величины продаж извлеченной нефти.
Одной из важнейших проблем является обеспечение экологической безопасности при реализации крупномасштабных проектов освоения нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей и острова Сахалин, а также месторождений Каспийского и Балтийского морей. Эти проекты особенно эффективны в районах, богатых биоресурсами, в том числе — ценными видами рыб и другими объектами водного промысла.
Государственная политика должна это учитывать, равно как и вопросы обеспечения экологической безопасности, последовательное ограничение нагрузки ТЭК на окружающую среду, приближение к соответствующим европейским экологическим нормам.
2.2. Перспективы российской нефтегазовой отрасли
Россия обладает крупным потенциалом на мировом энергетическом рынке: к настоящему моменту открыто и разведано более 3 тыс. месторождений углеводородного сырья. Примерно половина из них разрабатывается. Более половины российской нефтедобычи и более 90 % добычи газа сосредоточены в районе Урала и Западной Сибири. Большинство месторождений этого региона отличаются высокой степенью выработки, и потому, сохраняя его в качестве основной углеводородной базы, необходимо развивать и альтернативные регионы добычи.
Исходя из официальных оценок, нашедших отражение в «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», к 2015-му добыча нефти в нашей стране может составить 530 млн т, а ее экспорт – 310 млн тонн. Главной нефтяной базой останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Будут сформированы новые центры нефтяной промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – добыча до 50 млн т в 2015 году; на шельфе острова Сахалин (25–26 млн т), в Баренцевом море и российском секторе Каспийского моря. Увеличится добыча нефти в Тимано-Печорской провинции.
Мощности магистральных нефтепроводов и морских терминалов для экспорта и транзита нефти из России за пределы СНГ способны возрасти к 2015-му в 1,5 раза по сравнению с сегодняшним уровнем. Это позволит реализовать к указанному сроку перспективные объемы экспорта нефти в дальнее зарубежье: примерно по 70 млн т по западному и северо-западному направлениям; около 130 млн т по черноморско-каспийскому направлению; около 80 млн т по восточному направлению; до 25 млн т по северному направлению.
К 2015 году добыча газа в России может достигнуть 740 млрд куб. м, а экспорт – 290 млрд куб. м. Добыча газа в Западной Сибири стабилизируется, поэтому весь прирост будет обеспечен за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, шельфа северных и дальневосточных морей. Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока теоретически позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи.
Вместе с тем существующие тенденции развития отечественного ТЭКа не позволяют говорить о том, что в ближайшее десятилетие России удастся укрепить свои позиции на мировом рынке, превратив свой энергетический потенциал в политические дивиденды.
Возымеют свое действие факторы, сдерживающие рост добычи нефти в России. К главным среди них следует отнести критическое состояние действующей нефтеэкспортной инфраструктуры, а также проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы. Немаловажную роль сыграют политические ограничения в отношении строительства частных трубопроводов и допуска иностранных компаний на российский рынок; низкая инвестиционная активность нефтяных компаний; сужающаяся сырьевая база нефтяных компаний (последствие многолетнего превышения темпов добычи над темпами прироста запасов).
Основной фактор, ослабляющий позиции России на рынке нефтепереработки, – это морально и физически устаревшее оборудование, которым оснащено подавляющее большинство российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Поэтому, несмотря на то что в последние годы некоторые компании и проводили их модернизацию, в целом с технической точки зрения качество российской нефтепереработки значительно ниже мировых стандартов.
Среди первостепенных факторов, не позволяющих увеличивать добычу газа в России, следует указать на следующие:
— политика «Газпрома», который в условиях существующих внутренних тарифов на газ не заинтересован в развитии внутреннего рынка;
— отставание темпов роста добычи от темпов роста потребления газа;
— необходимость инвестировать серьезные средства в разработку новых месторождений;
— ставка на закупки центральноазиатского газа в ущерб инвестициям в добывающие проекты;
— государственная политика по недопущению иностранных компаний в качестве операторов разработки наиболее перспективных объектов (Ямал, Штокмановское месторождение).
Наконец, следует отметить критическое состояние существующей нефтеэкспортной инфраструктуры и связанную с этим проблему модернизации действующей системы магистральных газопроводов, не говоря уже о монополистическом характере российской газовой отрасли.
В результате воздействия вышеперечисленных факторов потенциал развития добычи нефти может быть рассчитан лишь на несколько лет.
Вследствие неурегулированности налоговой системы и отсутствия мер по стимулированию инвестиций в геологоразведку сырьевые компании не смогут начать осваивать новые крупные месторождения и проводить геолого-разведочные работы. Темпы роста добычи нефти, которые Россия демонстрировала в 2000–2004 годах, вряд ли сохранятся в будущем. К концу второго десятилетия Россия выйдет на максимальную добычу порядка 10–11 млн баррелей в день (530–550 млн т в год) и сохранит этот уровень. К 2010-му российские поставки будут составлять порядка 15 % от объема мирового рынка нефти, а к 2030-му они снизятся до 10 %. Таким образом, с учетом роста мирового потребления доля России на мировом нефтяном рынке имеет тенденцию к снижению.
К 2010 году добыча газа на существующих месторождениях в России стабилизируется, и уже к этому времени дефицит газодобычи в Российской Федерации с учетом роста внутреннего спроса и экспорта может составить 75–150 млрд куб. м.
Чтобы поддерживать или наращивать добычу и экспорт энергоресурсов, России необходимо приступить к разработкам в неосвоенных районах, прежде всего в Сибири и на шельфе северных морей. Это требует политического решения по привлечению инвестиций (в том числе иностранных). Предполагается, что до 2010-го кардинальных перемен в этой сфере не произойдет, а возможные сдвиги в будущем уже не позволят добиться изменений к 2017 году.
Несмотря на лидирующие позиции в том, что касается масштабов добычи и транспортировки углеводородов, Россия значительно отстает по уровню использования наиболее перспективных технологий. Руководство страны фактически делает ставку на нефть, уголь и газ как на основные инструменты, позволяющие достичь и сохранить в перспективе статус великой энергетической державы. Между тем изменяющаяся структура мировой энергетики к 2030–2050 годам существенно снизит конкурентные возможности России.
Наиболее серьезным и актуальным на среднесрочную перспективу является отставание России в технологиях, связанных с производством и транспортировкой сжиженного природного газа. К настоящему времени на международный рынок поступает в сжиженном виде около четверти всего экспортируемого газа, при этом рынок растет стремительными темпами. Не исключено, что к 2017-му СПГ составит прямую конкуренцию трубопроводному газу.
В том, что касается реализации масштабных СПГ-проектов, в России складывается достаточно пессимистическая картина. Практически все объемы СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» (единственный российский СПГ-проект, который может быть запущен в ближайшую пятилетку) законтрактованы, а ситуация вокруг остальных СПГ-заводов в настоящее время «провисла». Так, газ Штокмана (наиболее перспективное месторождение с точки зрения поставок СПГ в США) решено переориентировать в Европу, при этом поставлять его трубопроводным транспортом. А СПГ-завод в Усть-Луге даже в случае завершения его строительства до 2017 года в силу своей малой проектной мощности не способен сыграть решающую роль в становлении России как ведущей газовой державы.
На ближайшее десятилетие Европа останется базовым рынком в плане сбыта российских углеводородов. Однако следует обратить внимание на ограниченные возможности нефтепроводных поставок. Основной трубопровод «Дружба» требует ремонта, БТС уже вышел на полную мощность, а на южном направлении нефтеэкспорта все российские нефтяные потоки замыкаются на турецкие проливы, и в настоящее время альтернативы этому маршруту нет. Между тем наиболее уязвимым местом в российской транспортной политике на турецком направлении является пропускная способность Босфора. Ожидается, что Турция и в дальнейшем будет проводить политику закрытия своих проливов для прохода нефтетанкеров. Это, с одной стороны, снизит экспортные возможности России, а с другой – подтолкнет Москву к использованию БТД в качестве резервного (а в случае полного перекрытия турецких проливов – основного) маршрута транспортировки нефти на южном направлении.
Компенсировать потери Россия отчасти сможет за счет нефтепровода Бургас – Александруполис в обход Турции. Но поскольку затраты по добыче и экспорту нефти из России превышают аналогичные затраты на Каспии, то вполне вероятно частичное вытеснение с европейского рынка российской нефти.
Вторым по значимости рынком, влияние которого к 2017-му будет возрастать, является Азиатско-Тихоокеанский регион. Между тем на этом направлении возможности России таоже ограниченны в плане объявленного роста (с нынешних 3 % до 30 %) всего объема поставок энергоресурсов. Для достижения показателя следует «перебрасывать» на восток не менее 60 млн т нефти и 65 млрд куб. м газа в год. В ближайшие 10 лет эта задача невыполнима технически и сомнительна с точки зрения инвестиционных возможностей российских компаний.
Энергодиалог Россия – США останется в зачаточном состоянии. Скорее всего, ресурсы Штокмановского месторождения будут направлены в Европу, а строительство Северного нефтепровода в Мурманск будет заморожено до 2015 года – срока введения в строй Восточного нефтепровода (на два проекта у «Транснефти» попросту не хватит средств). Доля российской нефти и нефтепродуктов на американском рынке к 2017-му не превысит 5 %. Наиболее вероятно, что эти ограничения не позволят России в ближайшее десятилетие выйти на рынок Северной Америки в качестве одного из крупных игроков.
На газовых рынках Европы и АТР Россия столкнется с ростом конкуренции. Основные надежды европейские потребители связывают с диверсификацией поставок за счет увеличения доли в энергетическом балансе нефти и газа Северной Африки (Алжир, Ливия, Египет), а также государств Каспийского региона, Ближнего Востока, Центральной Азии. Ожидаемое в ближайшие 5 лет осуществление ряда трубопроводных проектов (выход БТД на полную мощность, БТЭ с подключением к проекту «Набукко» и пр.) нацелено на то, чтобы ограничить влияние России. В свою очередь Китай реализует несколько проектов, также снижающих его зависимость от российских углеводородов: нефте- и газопроводы из Казахстана, газопровод из Туркмении. Кроме того, будут расширены поставки в КНР нефти из Южной Америки, а также СПГ из Ирана.
Тем не менее в Европе Россия сохранит статус регионального энергетического лидера. В ближайшем будущем Европейский союз останется крупнейшим рынком сбыта российских энергоресурсов. Весьма сомнительно, что в скором времени удастся сформировать общеевропейский энергетический рынок и существенно потеснить на нем Россию.
Подобной перспективе препятствует целый ряд обстоятельств. В первую очередь неурегулированность многих вопросов в рамках Евросоюза и фактическое отсутствие единой точки зрения на пути обеспечения энергобезопасности. Потеснить Россию не удастся также и ввиду того, что реализация конкретных проектов по внедрению альтернативных источников энергии в Европе ведется в основном на уровне национальных экономик. Этому не способствует и взрывоопасная военно-политическая ситуация в Ближневосточном регионе (особенно вокруг Ирана, на который как на главную альтернативу России в вопросах поставок нефти и газа смотрят практически все потребители российского газа в Европе и на постсоветском пространстве). Нынешнее положение дел на Ближнем Востоке порождает целый ряд политических и военных рисков, препятствующих реализации планов Запада по выстраиванию новых энергетических коридоров.
Таким образом, основной задачей, стоящей перед Россией в ближайшие 10 лет, является создание условий для того, чтобы минимизировать ожидаемые потери, во-первых, от снижения ее присутствия на мировых рынках нефти и трубопроводного газа, а во-вторых, от снижения мировых цен на энергоносители.
Как государство, так и крупнейшие нефтегазовые компании в первую очередь должны сосредоточиться на внутреннем секторе газо- и нефтедобычи. Потребуется стимулировать инвестиции в воспроизводство минерально-сырьевой базы и освоение месторождений. При этом важно временно отойти от концепции глобальной энергетической экспансии в пользу инвестиций в национальные добывающие проекты в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, Сахалине, северном шельфе и т. п.
В то же время с учетом перспектив сохранения влияния Ближнего Востока как основного мирового энергетического центра необходимо сосредоточить усилия на сохранении и расширении присутствия российских компаний в ТЭКе Ирака, Ирана, других государств региона.
Среди первоочередных мер по решению стоящих перед Россией задач следует также указать на необходимость пересмотреть финансовые параметры Соглашения о разделе продукции (СРП), разработать такие механизмы участия иностранных компаний в российских добывающих СПГ-проектах, которые учитывали бы интересы обеих сторон.
Особое внимание надо уделить проектам по производству СПГ, как наиболее перспективным с точки зрения будущего мирового ТЭКа. Также необходимо повысить технологическую безопасность и эффективность работы энерготранспортных сетей.
Важно расширить поставки углеводородов на рынки в Европе за счет строительства дополнительных энерготранспортных магистралей (в Северную и Южную Европу, на Балканы), а также закрепиться на азиатско-тихоокеанском рынке.
Российским нефтегазовым компаниям необходимо использовать благоприятную внешнюю конъюнктуру для реконструкции производственных мощностей с применением современных технологий и для развития сети сбыта, что позволит снизить себестоимость производства и предложить на внешние рынки более конкурентоспособный продукт.
2.3. Современное состояние нефтегазового комплекса РФ
Согласно данным Госкомстата РФ в 2007 году добыто 491 млн тонн нефти, что на 2,1 % больше, чем в 2006 году (480 млн тонн), в результате темпы роста добычи нефти в России превысили темпы роста мирового спроса на нефть более чем в полтора раза.
По данным статистического агентства США в 2007 году потребление переработанной нефти в России составило 28,9 % от добычи нефти — 2,8 млн баррелей в день. Чистый экспорт нефти и нефтепродуктов составил 71,1 % от добычи нефти — 6,9 млн баррелей в день.
Нефть является главной статьёй российского экспорта. По данным Федеральной таможенной службы в 2007 из России было вывезено 233,1 млн тонн сырой нефти на 114,15 млрд долл., что составляет около 32,4 % российского экспорта. Популярным заблуждением является часто встречающаяся информация о необходимости поставки нефти на экспорт для обеспечения импорта продукции массового потребления. Даже если бы Россия вообще не поставляла нефть на экспорт в 2007 году, торговый баланс России был бы в профиците на 45,7 млрд долл.
Добычей нефти занимаются несколько нефтяных компаний, крупнейшими из которых по результатам 2007 года являются ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл» и ОАО «ТНК-BP» .
Таблица 2.3.1
Крупнейшие компании Российской Федерации по добыче нефти
Рис.1
продолжение
--PAGE_BREAK--