Тенденции и перспективы развития нефтяного комплекса в Российской Федерации

2. "ЮКОС". Идея создания вертикально-интегрированной нефтяной компании, ответственной за снабжение нефтью и нефтепродуктами Центральной России и Среднего Поволжья, возникла в начале 90-х годов. В 1991 году начались соответствующие переговоры о скоординированной работе ПО "Юганскнефтегаз", "Куйбышевнефтеоргсинтез" и "Самаранефтепродукт". Акционерное общество открытого типа "Нефтяная компания "ЮКОС" было учреждено постановлением Совмина РФ в соответствии с указом Президента РФ от 17 ноября 1992 года "Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно- производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и продуктообеспечения". Первоначальный Уставный капитал ОАО был сформирован за счет внесения в него акций следующих дочерних компаний: АО "Юганскнефтегаз", АО "Куйбышевнефтеоргсинтез", АО "Новокуйбышевский НПЗ" и 8 предприятий нефтепродуктообеспечения. В 1995 году, - в соответствии с Постановлением Правительства РФ ОАО "Нефтяная компания "ЮКОС" вошли такие акционерные общества, как "Самарнефтегаз", "Воронежнефтепродуктавтоматика",Самаранефтепродуктавтоматика","Самаранефтехимавтоматика", Средневолжский НИИ по нефтепереработке, Нефтеюганское СМНУ (специализированное монтажно-наладочное управление), а также преобразованные из государственных в акционерные Нефтеюганское и Ханты-Мансийское предприятия по обеспечению нефтепродуктами. Самостоятельный бизнес компания начинала со следующими региональными компаниями, доставшимися в подарок от государства: Добывающие предприятия: "Юганскнефтегаз" (ХМАО) и "Самаранефтегаз" Перерабатывающие предприятия были расположены в Самарской области (Куйбышевский, Сызранский и Новокуйбышевский НПЗ). Сбытовые предприятия находились в основном в регионах Черноземья Европейской части страны: Белгородская, Брянская, Воронежская, Липецкая, Орловская, Самарская, Пензенская, Тамбовская, Ульяновская области. Следовательно, деятельность холдинга на российском рынке была организована на поставках нефти из ХМАО в Самарскую область, где на трёх НПЗ перерабатывалась и реализовывалась в компактной сети регионов. Сегодняшний территориальный аспект деятельности компании "ЮКОС" видоизменился. Это связано с активностью холдинга на восточном направлении. Был установлен контроль над Восточной нефтяной компанией (ВНК). Следствием этого стало формирование второго сгустка компаний - сибирского. Основные его перспективы руководство ВИНК связывает с добычей нефти. Хоть здесь и существует ряд сбытовых предприятий компании, действующих в Красноярском крае, Хакасии и Томской области и снабжаемых за счёт Ачинского НПЗ, но интерес бизнесменов связан в большей мере только с экспортными проектами (по строительству нефтепровода в Китай).

3. ОАО "Тюменская нефтяная компания" (ТНК) было образовано согласно постановлению правительства РФ в 1995 году. "Тюменской нефтяной компании" принадлежат контрольные пакеты акций в двух добывающих компаниях (ОАО "Нижневартовскнефтегаз" и ОАО "Тюменнефтегаз"), в ОАО "Рязанский нефтеперерабатывающий завод", в пяти компаниях нефтепродуктообеспечения, а также в ряде других специализированных компаний. В состав "Тюменской нефтяной компании" входят следующие дочерние акционерные общества: Нефтедобыча: "Нижневартовскнефтегаз", "Тюменнефтегаз". Нефтепереработка: Рязанский НПЗ". Сбыт: 1. "Тюменнефтепродукт", 2. "Рязаньнефтепродукт", 3. "Курскнефтепродукт", 4. "Калуганефтепродукт", 5. "Туланефтепродукт", 6. "Карелнефтепродукт", Добыча нефти нефтяной компанией целиком осуществляется в Ханты-Мансийском автономном округе. Здесь же действует одно из сбытовых предприятий - "Тюменнефтепродукт". Основная деятельность по переработке нефти и продаже нефтепродуктов осуществляется в Центральной России. До недавнего времени единственным НПЗ "ТНК" был Рязанский, сбыт продуктов переработки был налажен в местных предприятиях компании - Калужской, Курской, Рязанской и Тульской областях. Территориальная структура компании долгое время не изменялась. Но в 2000 году произошел ряд событий, изменивший региональную сеть деятельности компании. Устанавливается контроль над "ОНАКО" и формируется новый узел территориальных интересов компании "ТНК". Ядром его становится Оренбургская область - как регион добычи, переработки и сбыта углеводородного сырья. В 2000 году экстерриториальная деятельность компании выходит за границу России. Форпостом зарубежной экспансии становится один из крупнейших НПЗ Украины - Лисичанский.

4. "Сургутнефтегаз" как государственное предприятие был создан в 1965 году. В 1977 году получил статус многопрофильного производственного объединения, а в 1991 году был преобразован в Государственное производственное объединение. В акционерное общество открытого типа ПО "Сургутнефтегаз" было преобразовано в соответствии с Указом Президента РФ в 1992 году "Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и продуктообеспечения". Акционерное общество открытого типа "Нефтяная компания "Сургутнефтегаз" было учреждено Постановлением Совета Министров РФ в 1993 году. В уставный капитал НК "Сургутнефтегаз" было внесено 38% акций ОАО "Сургутнефтегаз", "Киришинефтеоргсинтез" и 10 предприятий нефтепродуктообеспечения Северо-западного района России. Состав компании: Нефтедобыча - ОАО "Сургутнефтегаз". Нефте- и газопереработка: 1. ПО "Киришинефтеоргсинтез", 2. Санкт-Петербургский нефтемаслозавод, 3. Сургутский газоперерабатывающий завод, Сбыт: "Киришинефтепродукт","Новгороднефтепродукт", "Псковнефтепродукт", "Калининграднефтепродукт","Петербургнефтеснаб", "Тверьнефтепродукт", Нефтебаза "Ручьи", Нефтебаза "Красный нефтяник". НК "Сургутнефтегаз" включает свыше 60 структурных подразделений, в числе которых: 6 нефтегазодобывающих управлений ("Сургутнефть","Комсомольскнефть", "Нижнесортымскнефть", "Федоровскнефть","Быстринскнефть" и "Лянторнефть"). 17 Территориальная структура НК "Сургутнефтегаз" не претерпела изменений со времени её образования. Как и для "ТНК", сбыт нефтепродуктов в компактную группу регионов осуществляется с единственного нефтеперерабатывающего центра - Киришского НПЗ. Основным регионом добычи нефти был и останется Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО), в котором замыкаются практически все инвестиции компании в добычу нефти. Таким образом, региональная стратегия компании отличается наибольшим консерватизмом. "СНГ" является единственной нефтяной компанией, которая в период передела собственности не изменила сеть своего регионального присутствия. Причиной этого во многом можно считать тот факт, что после своего образования компания уже обладала крупными предприятиями добычи нефти, её переработки и сбыта нефтепродуктов. Благоприятное экономико-географическое положение этих предприятий позволило компании достигнуть колоссального для экономики России эффекта - достигнуть размера капитализации в 3-4 раза большего в денежном выражении, чем объём реализации продукции, что является уникальным достижением среди нефтяных компаний. Грамотная территориальная организация всей технологической цепочки позволила "СНГ" основное внимание уделить не захвату новых рынков, а совершенствованию своей деятельности в уже имеющихся региональных предприятиях.

5. Производственное объединение "Татнефть" было создано в 1950 году. До 1993 года компания являлась государственным производственным объединением. В акционерное общество открытого типа ГПО "Татнефть" было преобразовано в соответствии с указом президента Республики Татарстан "О преобразовании государственной и коммунальной собственности в Республике Татарстан (о разгосударствлении и приватизации)" в 1992 году. АО "Татнефть" принадлежат практически все лицензии на разведку и добычу нефти в республике. На балансе компании числится 91 месторождение, 52 из которых находятся в разработке. В состав компании входят 14 нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), 7 управлений буровых работ и более 30 других подразделений. НГДУ: "Альметьевскнефть", "Ямашнефть", "Сулеевнефть", "Елховнефть", "Лениногорскнефть", "Татнефтебитум", "Бавлынефть", "Азнакаевнефть", "Заинскнефть", "Иркеннефть", "Джалильнефть", "Прикамнефть", "Нурлатнефть"."Татнефть" является единственной региональной из рассматриваемых компаний. Своим статусом, да и вообще существованием она обязана политическим уступкам федеральных властей республиканским. Она не является полноценной ВИНК, поскольку отсутствует принадлежащее ей нефтеперерабатывающее звено в технологической цепочке. В то же время, значение компании не только в Поволжье, но и в масштабах всей страны весьма велико. Цепочка: добыча нефти - переработка - сбыт не замыкается в пределах Татарстана, да и Поволжья. Поставки нефти компания производит на НПЗ Москвы, Нижнего Новгорода и Кременчуга. АЗС компании работают широко за пределами самой республики. Своей деятельностью компания подтверждает декларируемое стремление стать на 100% вертикально интегрированной. Это проявляется в нацеленности на долевое участие в капитале нефтеперерабатывающих предприятий (например, Московский НПЗ) и в строительстве собственного завода в Татарстане (Нижнекамск). Таким образом, региональная по своей сущности компания имеет шанс "переродится" в экстерриториальную ВИНК средних размеров.

6. Нефтяная компания "Роснефть" основана Постановлением Правительства Российской Федерации в 1993 году. Компания образована как государственное предприятие на базе государственной корпорации "Роснефтегаз" (корпорация "Роснефтегаз" создана в октябре 1991 года на базе упраздненного Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР). Постановлением Правительства Российской Федерации в 1995 году нефтяная компания "Роснефть" преобразована в открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть". Состав компании: Нефтегазодобывающие предприятия:

1. "Архангельскгеолдобыча",

2. "Дагнефть",

3. "Калмнефть",

4. "Краснодарнефтегаз",

5. "Пурнефтегаз",

6. "Роснефть-Сахалинморнефтегаз",

7. "Ставропольнефтегаз",

8. "Термнефть".

Нефтеперерабатывающие предприятия:

1. "Краснодарнефтеоргсинтез",

2. Комсомольский НПЗ,

3. Туапсинский НПЗ.

Сбытовые предприятия: ("Североосетиннефтепродукт"), "Архангельскнефтепродукт", "Карачаево-Черкесскенфтепродукт", "Каббалкнефтепродукт", "Кемеровонефтепродукт", "Курганнефтепродукт", "Мурманскнефтепродукт", "Находканефтепродукт", "Смоленскнефтепродукт"."Роснефть" представляет собой остаток государственной собственности. Эта компания не представляет собой нечто целого. Поэтому возникают сложности при характеристике регионального аспекта функционирования этого набора активов.

Можно выделить три основные центра нефтедобычи:

1. Наиболее важное предприятие расположено в Ямало-Ненецком АО - "Пурнефтегаз"

2. "Сахалинморнефтегаз", которое связано с НПЗ в Комсомольске-на-Амуре, отправляющим нефтепродукты в Приморский и Хабаровский края, а также на Сахалин.

3. Небольшие нефте- и газодобывающие предприятия Северного Кавказа в Краснодарском, Ставропольском краях, Дагестане.

Переработка производится в Краснодаре и Туапсе. Действует на Северном Кавказе и ряд предприятий сбыта. Следовательно, технологические системы компании "Роснефть" от добычи нефти до переработки и последующего сбыта нефтепродуктов действуют только на юге Дальнего Востока и на Северном Кавказе, несмотря на широкое присутствие предприятий холдинга на пространствах от бассейна Атлантического океана до Тихого океана и от северных пустынь Арктики до гор Центральной Азии. Весьма примечателен и тот факт, что несмотря на широкий территориальный охват по сбыту нефтепродуктов, компания не может играть большую роль в нефтепродуктообеспечении из-за малой мощности своих НПЗ. Особенного смысла в существовании такой компании для государства нет. Соответственно её перспективы должны связываться с распродажей по частям.

7. АО "Сибирская нефтяная компания" ("Сибнефть") была образована в октябре 1995 года в соответствии с Указом Президента РФ "Об учреждении открытого акционерного общества "Сибирская нефтяная компания" в 1995 году, а также с Постановлением Правительства РФ "Об образовании открытого акционерного общества "Сибирская нефтяная компания". Компания была сформирована за счет объединения акционерных обществ "Омский НПЗ", "Ноябрьскнефтегаз", "Ноябрьскнефтегазгеофизика" и сбытового предприятия "Омскнефтепродукт". Территориальная структура холдинга за период передела собственности не изменилась и по-прежнему характеризуется минимумом сбытовых предприятий. Нефть Ямало-Ненецкого АО поступает на Омский НПЗ, откуда нефтепродукты распространяются на многие регионы Сибири, но непосредственно в холдинг "Сибнефть" входит только одно сбытовое предприятие - "Омскнефтепродукт". Отсутствие собственности на ряд региональных сбытовых компаний не мешает холдингу распространять своё влияние на юге Западной Сибири. Наличие же Омского НПЗ делает только делом времени вхождение в структуру "Сибнефти" зависимых от поставок нефтепродуктов областных сбытовых организаций соседних регионов.

8. ОАО "Славнефть" создано в 1994 году в соответствии с решениями правительств России и Белоруссии.

Состав компании: Нефтедобыча: ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", Переработка: ОАО "Мозырский НПЗ" (Беларусь), ОАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", ОАО "Славнефть-Ярославский НПЗ им.Д.И.Менделеева". Сбыт: ОАО "Славнефть-Ярославнефтепродукт", ОАО "Славнефть-Костроманефтепродукт", ОАО "Славнефть-Ивановонефтепродукт", Предприятия сбыта в Белоруссии. "Славнефть" можно назвать не только политически веской компанией, заметна и её экономическая значимость.

При небольшой добыче нефти (в 1998 году она составила 11,7 млн.тонн) особенно впечатляющими выглядят резервы нефтепереработки - более 30 млн.тонн. При этом выгодно расположение Ярославского и Мозырского НПЗ в регионах высокого спроса на нефтепродукты в Центральной России и Белоруссии. Основное значение для любой нефтяной компании России в настоящее время имеет именно нефтедобыча. Это звено даёт наибольшую экспортную выручку и обеспечивает кредитоспособность любой нефтяной компании.

Очевидно, что будущее компании будет зависеть от того, насколько она решит проблему недостаточной нефтедобычи.

В заключение обзора восьми крупнейших нефтяных компаний хотелось привести данные по добыче нефти и газового конденсата по состоянию на 8 сентября 2009 года на примере таблицы 9.

Таблица 9- Добыча нефти и газового конденсата в России( тыс. тонн)

Лидирующие позиции по добыче нефти занимает "Роснефть" - 327,1 тыс. тонн; "Лукойл" - 251,7 тыс. тонн; "ТНК-ВР" - 195,9 тыс. тонн; "Сургутнефтегаз" - 163,5 тыс. тонн, "Газпромнефть" -82,8 тыс. тонн.

Деятельность нефтяных компаний обеспечивается десятками тысяч сервисных компаний, специализирующихся на бурении, борьбе с коррозией, комплектации, химических реагентах, программном обеспечении, информации, юридических услугах, консалтинге и т. д.

Нефтяные холдинги включают в себя огромное количество дочерних предприятий. Для примера приводятся данные по ОАО "Газпром нефть". ОАО "Газпром нефть" увеличило долю в уставном капитале ОАО "Газпромнефть-Урал" с 41,67% до 54,39%. Как говорится в сообщении "Газпром нефти", изменения произошли 29 августа 2008г. При этом доля принадлежащих "Газпром нефти" обыкновенных акций "Газпромнефть-Урал" не изменилась и составляет 55,56%. В настоящее время произошел процесс объединения на основе "Газпромнефть-Урала" двух предприятий в Уральском регионе - "Газпромнефть-Свердловскнефтепродукт" и "Газпромнефть-Екатеринбургнефтепродукт", с чем и связано изменение акционерной структуры.

ОАО "Газпромнефть-Урал" - дочернее предприятие ОАО "Газпром нефть", владеющее сетью из 87 АЗС и 13 нефтебаз, расположенных на территории Свердловской области. Чистая прибыль ОАО "Газпромнефть-Урал" в I полугодии 2008г. увеличилась на 36% по сравнению с аналогичным периодом 2007г. и составила 297,24 млн руб.

2.2 Особенности развития нефтяного комплекса России

В настоящее время нефтяной комплекс России характеризуется все менее и менее благоприятными показателями своего развития. Одной из важнейших проблем по праву считается резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном (сокращение объема), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношениях.

Одной из двух главных причин является естественное истощение конечной по своей природе сырьевой базы на определенной стадии эксплуатации. Оно уже достаточно явственно проявилось еще в 80-е годы, но в то время компенсировалось ростом затрат на геологоразведочные работы. Эффективность таких затрат с течением времени устойчиво снижалась. В 90-е годы прогрессирующее истощение не возобновляемых сырьевых ресурсов углеводородов и падение эффективности вложений в геологоразведочные работы наложились на резкое сокращение инвестиций. Начиная с 90 - х годов, приросты запасов нефти не компенсируют текущую добычу. Уменьшаются размеры открываемых месторождений не только в освоенных регионах, но и на новых перспективных площадях. Основные приросты запасов были получены в основном за счет доразведки ранее открытых залежей, а также перевода запасов из предварительно оцененных в разведанные. Ускоренно растут также объемы списания запасов как не подтвердившихся.

Продолжает ухудшаться структура запасов - доля "трудноизвлекаемых" (характеризуются изначально более низкими дебитами скважин и сравнительно невысокими темпами отбора нефти) уже достигла 55-60% и продолжает расти. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежах требуются другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки.

Более 70% запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55%, то сегодня такую долю (55%) составляют запасы с дебитами до 10 т/сутки. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70%. Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось их общее количество, значительно вырос фонд бездействующих скважин. Однако это уменьшение было "компенсировано" примерно вдвое большим ростом за то же время числа законсервированных скважин. Таким образом, фактически уменьшение неработающего фонда скважин в последние годы произошло за счет перевода скважин из бездействующего фонда в консервацию, а не за счет их ввода в эксплуатацию.

Такой высокий процент неработающего фонда скважин не предусмотрен ни одним проектным документом. Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7%, что при сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и текущих мировых ценах эквивалентно $65-80 млрд.) и является грубейшим нарушением Закона "О недрах" в части рационального использования недр.

Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию - низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию убыточной, в рамках действующей налоговой системы, для компаний. Эта система ориентирована на налогообложение высокодебитных месторождений с высокой долей горной ренты в цене. Она не является гибкой и поэтому не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, роста обводненности их продукции, а значит и резкого сокращения доли ренты в цене.

В силу изложенного, высока доля нерентабельных запасов, что отражено на рисунке 4.

Рисунок 4 - География распределения рентабельных и нерентабельных запасов нефти в России(1)

Обеспеченность рентабельными в разработке запасами (аналог "доказанных извлекаемых запасов" по западной классификации) по России в целом не превышает 20-25 лет, а по некоторым компаниям - 15-20 лет, что соответствует средней продолжительности разработки одного среднего месторождения. Как уже отмечалось, средний период от открытия новых месторождений до ввода их в разработку составляет обычно не менее 10-ти лет. С другой стороны, обеспеченность рентабельными запасами в целом по России составляет порядка 2-х инвестиционных (разведка плюс освоение) циклов, при крайне неблагоприятном инвестиционном климате в стране. Это предопределяет необходимость высокой заблаговременности принимаемых в отношении нефтяного комплекса решений для того, чтобы их действие оказалось эффективным.

Если рассматривать нефтяную промышленность мира, то на успешно освоила методы снижения издержек путем совершенствования технологий, изменения системы налогообложения, институциональных изменений. Все это существенно расширило ценовые ограничения для различных нефтедобывающих районов, позволяя реализовать все большое количество нефти даже в условиях более низких цен.

В России сегодня ситуация прямо противоположна тому, что происходит в большинстве нефтегазодобывающих государств с издержками добычи, превышающими издержки в странах ОПЕК: ни один из элементов цены не снижается. В ряде случаев их совокупность в России уже является запретительно-высокой: по расчетам как отечественных, так и зарубежных специалистов, объем начисленных налогов при действующей налоговой системе превышает налогооблагаемую базу.

Сегодня российские нефтяные компании значительно превосходят свои западные аналоги величиной нефтяных запасов, обеспеченность которых составляет - 10 лет. Благодаря сложившейся транспортной инфраструктуре рынок стран Западной и Центральной Европы останется для России крупнейшим и в следующие 20-25 лет. В последнее время большие перспективы связываются со странами Азиатско-Тихоокеанского региона, поскольку там ожидается рост потребления нефти и нефтепродуктов. Однако следует отметить, что в последнее время практически не вводилось мощностей по переработке нефти, притом, что суммарная мощность вторичных процессов по отношению к мощности первичной переработки составляет 60%, в то время как в развитых странах этот показатель находится в интервале 1,5 - 3 раза. Глубина российских НПЗ составляет в среднем 2,85 против 6,6-9,5 на Западе. Отсюда большая доля топочного мазута в валовом объеме конечных продуктов, низкое качество моторных топлив, не отвечающих западным стандартам. Резко стали снижаться темпы добычи углеводородов, а также других полезных ископаемых, причиной явилось увлечение НК темпами роста текущей прибыли, когда добыча на низкорентабельных месторождениях была приостановлена.

В тот же период практически прекратились инвестиции в геолого-разведочные работы (ГРР). Объемы этих работ резко сократились, перестала существовать геологическая служба, которая считалась одной из наилучших в мире, были расформированы многие геологические объединения, крупные экспедиции. Геологическая наука находится на грани вымирания.

С 2001 г. государство начинает более активно участвовать в регулировании минерально-сырьевых комплексов. Этот трудный процесс продолжается до сих пор. В течение последних лет в России шло последовательное совершенствование институциональных механизмов, регулирующих экономические отношения в нефтяном комплексе страны. В области налогообложения отменены: акцизы на нефть, роялти, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Вместо них введен налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), увеличены ставки акциза на нефтепродукты, а уплата акциза перенесена с НПЗ на АЗС. Снижена ставка налога на прибыль до 24%. В области таможенной политики введено определение предельной ставки ввозной пошлины на нефть. Нераспределенный резервный фонд недр должен обеспечивать гарантированное восполнение выбывающих объемов добычи. После отмены отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) крупные компании снизили объем геологоразведочных работ почти вдвое, а средние и мелкие - практически прекратили. Из прежних 50% отчислений на ВМСБ, поступающих в федеральный бюджет, на федеральные программы выделяется менее 15%, а на территориальные программы - практически ничего. В условиях отсутствия целевого финансирования (в связи с отменой отчислений на ВМСБ) производства геолого-разведочных работ, государству необходимо взять на себя финансовые риски, связанные с производством этих работ, решив одну из главных задач - достижения максимально полной изученности недр страны. Наиболее принципиальные шаги были сделаны в области налогообложения. В 2006 г. были приняты поправки в ставки налога на добычу полезных ископаемых, которые предоставили льготы компаниям, работающим в Восточной Сибири, а также тем, чьи месторождения крайне истощены. Действующая в России налоговая система обложения нефтедобычи направлена на реализацию только фискальной функции налогов. С помощью НДПИ и экспортных таможенных пошлин рентабельность разработки месторождения регулируется государством на "устье" скважины. Высокие цены на нефть создают дополнительные доходы - сверхприбыль от нефтедобычи, и большая их часть подлежит изъятию в пользу государства во многих нефтедобывающих странах мира. В России такого механизма нет, хотя титульным собственником нефти, а следовательно, и дохода от ее реализации, было и остается государство. Лидеры нефтедобывающей индустрии должны осознать, что благополучие их компаний так же, как и их персональное благополучие, сильно зависит от того, найдет ли Россия свой путь к быстрому экономическому росту. Ведь фактом остается то, что главной причиной высокой рентабельности нефтяных компаний является рентный доход. Речь идет прежде всего о неравномерности оставления в распоряжении нефтяных компаний сверхдохода, непосредственно не связанного с их хозяйственной деятельностью, с их менеджментом. Так называемые экзогенные (то есть внешние по отношениям к компаниям) факторы получения сверхдохода должны закономерно увеличить доход титульного собственника недр -государства. При ограниченных возможностях влияния на рост мировых цен на энергоресурсы, государство обязано не только контролировать, но и стимулировать рациональное недропользование, создавать институциональные механизмы, стимулирующие повышение степени извлечения полезного ископаемого из недр. Для России - страны с колоссальным природно-ресурсным потенциалом - вопросы развития отношений, связанных с предоставлением прав на пользование недрами и контролем за выполнением условий их предоставления, вопросы использования отношений в процессе недропользования для регулирования более широкого спектра социально-экономических процессов являются одними из важнейших.

Сейчас деятельность компаний - монополистов направлена на максимизацию прибыли. Период до конца 2008 года был для них достаточно успешным при высоких ценах на нефть. Однако, начало 2009 г. оказалось отмечено концом "нефтяной" эйфории, к которой заинтересованные игроки так привыкли в период высоких цен на "черное золото". Только сейчас, в период кризиса, компании и правительство начали признавать наличие серьезных проблем. Достаточно упомянуть масштабное сокращение инвестиционных программ "Газпрома" и основных российских НК. "Роснефть" в конце прошлого года сверстала бюджет исходя из цен на нефть в 50 долл. за баррель, ТНК-ВР - исходя из цен на нефть в 60 долл. за баррель, и даже самый "неблагоприятный" сценарий "Газпрома" предусматривал цену на нефть в 32 долл. за "бочку". Теперь же выясняется, что расчеты опустились исходя из цены всего в 25 долл. на баррель нефти.

Исходя из этого, можно сделать вывод, что российский ТЭК продолжает оставаться недостаточно модернизированной отраслью с традиционной нехваткой стратегических долгосрочных инвестиций, высоким уровнем издержек и потому крайне высокой зависимостью от падения мировых цен на энергоносители. С другой стороны, отрасль до сих пор является одной из самых прибыльных в РФ, а предприятия нефтяного комплекса - одними из наиболее конкурентоспособных российских компаний на мировом рынке. Именно нефтяной сектор остается и ключевым источником поступления денежных средств в бюджет, и основой для геоэкономического влияния РФ, и - что принципиально - практически единственным сегментом экономики, способным стать отправной точкой для диверсификации и модернизации отечественного народного хозяйства.

При правильном использовании ресурсов нефтяного комплекса добыча и переработка углеводородов вполне способна потянуть за собой возрождение старой и создание новой инженерной школы, равно как последняя влечет за собой развитие естественнонаучной составляющей в высшей школе и среднем образовании. Что, в свою очередь, оздоровляет социальную атмосферу в обществе, т.е. отвечает и общественно важным интересам.

Сохранить научно-технический потенциал необходимо. Приведем несколько примеров. Во-первых, это геологоразведка (3D, 4D, сейсморазведка), автоматизация бурения - практически прямой заказ на развитие информационных технологий с гарантированным применением своих знаний соответствующими специалистами в России без необходимости для них задумываться о присоединении к потоку "утекающих мозгов".

Во-вторых - работы на шельфе и отдаленных месторождениях Севера, работа на истощенных и сложных месторождениях, когда не обойтись без автоматов, сравнимых по своей сложности с космической техникой. Время относительно легкой добычи углеводородов прошло безвозвратно.

В-третьих - нефте- и газопереработка. Очевидно, какое значение для химической индустрии имеет строительство новых и модернизация старых НПЗ.

В-четвертых - новые методы транспортировки углеводородов. Потери на перекачке сейчас просто огромны (по некоторым данным, сравнимы с объемом "голубого топлива", необходимым для всей Франции). Новые трубы, турбины, компрессорные станции и т.п. могли бы решить проблему, одновременно дав выгоду и собственно ТЭКу, и загрузив работой инженеров и промышленников.

На данный момент действительно ситуация на мировых рынках выглядит как крушение теорий о "конце эры дешевой нефти". Но это лишь видимость. Как только мировая экономика начнет выкарабкиваться из экономического кризиса, нефть снова взлетит в цене. А "инвестиционная пауза" в период кризиса, отсутствие желания у компаний активно разрабатывать новые месторождения лишь усугубит проблему, когда спрос снова появится и выяснится, что новые месторождения еще не разработали, а старые - истощаются. Что же происходит в России? На данный момент, нефтяные гиганты занимаются борьбой за льготы от государства, вместо работы по освоению месторождений и техническому перевооружению. Глава "ЛУКОЙЛа" Вагит Алекперов от имени всего "нефтегазового сообщества" заявил о необходимости налоговых льгот для отрасли в размере около 10 млрд долл. Однако, сообщающие о своем "бедственном" положении компании за прошлый год получили немалую прибыль. За 9 месяцев 2008 г. у всех крупных компаний серьезнейший плюс (у "Роснефти" и "ЛУКОЙЛа" - более 10 млрд долл. чистой прибыли).

При этом крупные нефтяные компании совершенно не склонны уменьшать непроизводственные расходы и даже отказываться от сомнительных проектов.

Например, от амбициозных проектов по инвестированию в зарубежные активы, очевидно рассчитанных на помощь государства. Так, "ЛУКОЙЛ" покупает завод на Сицилии и сеть заправок в Турции, "Роснефть" собирается строить НПЗ в Китае, "Газпром нефть" приобретает сербскую нефтегазовую компанию, "Газпром" выкупает 16,5% ливийского месторождения Elephant; а еще проекты в Венесуэле, Вьетнаме…

Вызывают сомнения и другие аспекты структуры расходов российских энергокомпаний. ТНК-ВР, например, продолжает в период кризиса 40% прибыли отправлять на выплату дивидендов. "Газпром", в свою очередь, не отказывается от строительства небоскреба в "Охта-центре" ("Газпром-сити") и от исключительно щедрой поддержки своего футбольного клуба "Зенит". Также монополия демонстративно заявила об отсутствии у себя намерений проводить заметные сокращения кадров, и, более того, о наличии планов повысить зарплату своим сотрудникам на 10%.

На этом фоне впечатляюще выглядят данные по инвестиционным программам и капитальным затратам западных энергетических компаний. В прошлом году, например, капитальные затраты "ЛУКОЙЛа" (с учетом приобретений) составили около 15 млрд долл., в то время как у Shell - 35,2 млрд.

В 2009 г. Shell планирует вложить 31-32 млрд в американской валюте, "ЛУКОЙЛ" же - только 8 млрд. При этом совершенно очевидно, что именно те компании, которые не слишком секвестируют инвестиционные программы в период дешевой нефти, выиграют в долгосрочной перспективе, когда, как уже упоминалось, вернувшийся спрос на "черное золото" наложится на истощение старых месторождений, что может привести к превышению спроса над предложением.

Впечатляющи и данные относительно реального отношения российских компаний к технологической модернизации. Как раз в ходе совещания в Киришах стало известно, что "Сургутнефтегаз" откладывает завершение работ по модернизации своего НПГ в Ленинградской области до 2017 г.

Запуск на заводе установки каталитического крекинга необходим для начала производства топлива по стандарту "Евро-5". Исходя из этого, можно сделать вывод, что нефтяники не собираются выполнять предписания Кабинета министров, надеясь на свои лоббистские возможности.

Становится понятным, что реально руководству многих нефтяных компаний нужны лишь общие налоговые льготы - например, снижение экспортной пошлины. Фискальные же льготы, стимулирующие, скажем, работу на сложных месторождениях Восточной Сибири, им совершенно не нужны. Активно инвестировать они все равно не собираются. Учитывая данную неготовность российского энергетического бизнеса к долгосрочным вложениям в месторождения, логично предположить, что кризис лишь выявил давно копившуюся неэффективность и отсутствие адекватного видения стратегических перспектив нефтяного комплекса в России.

3. Перспективы развития нефтяного комплекса в России

3.1 Стратегические направления развития нефтяного комплекса в стране

Как уже отмечалось, за последние годы Россия восстановила статус мощной экономической и финансовой державы, подтверждая свое право находиться в группе крупнейших стран - мировых лидеров, как по динамике развития, так и по масштабам экономики. Одновременно перед российской экономикой возникают новые стратегические ограничения и вызовы.

Во-первых, это исчерпание источников экспортно-сырьевого типа развития, базирующегося на интенсивном наращивании экспорта топливно-сырьевых ресурсов, а также выпуске товаров для внутреннего потребления за счет дозагрузки производственных мощностей в условиях заниженного обменного курса рубля.

Во-вторых, недостаточное развитие производственной (транспортной и энергетической) инфраструктуры и дефицит квалифицированных инженерных и рабочих кадров на рынке труда. Россия уже не может поддерживать конкурентные позиции в мировой экономике за счет дешевизны рабочей силы и экономии на развитии образования и здравоохранения. В инерционном варианте действие данного фактора может привести к резкому замедлению экономического роста и нарастающему отставанию от ведущих стран.

В-третьих, российская экономика не диверсифицирована и характеризуется низким уровнем инноваций и эффективности использования ресурсов, что делает ее уязвимой к колебаниям конъюнктуры на мировых рынках углеводородов, сырья и финансов.

В-четвертых, высокий уровень социального и регионального неравенства, отсталость сферы социальных услуг (здравоохранения, образования) и науки.

Таким образом, стоит вопрос о необходимости кардинальной смены не только факторов экономического роста, но более широко - механизма экономического развития - перехода на инновационный социально-ориентированный путь развития. В связи с этим, правительством России уделяется огромное внимание развитию экономики, в том числе и нефтяному комплексу. 17 ноября 2008 г. была утверждена концепция социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года. Правительством предусматриваются три варианта социально-экономического развития: инерционный, энерго-сырьевой, инновационный, представленные на рисунке 5.

Рисунок 5 - Варианты развития национальной экономики (1)

Темпы роста добычи нефти замедлятся при всех вариантах развития. Внутреннее потребление нефти будет расти опережающими темпами по сравнению с добычей. Рост внутреннего потребления будет обусловлен, с одной стороны, темпами и структурными особенностями развития экономики, с другой стороны, интенсивностью внедрения ресурсосберегающих технологий.

Структура экспорта нефти до 2030 года показана на рисунке 6.

Рисунок 6 - Структура экспорта энергоресурсов (1)

До конца прогнозного периода доля нефти, поставляемой на экспорт, будет снижаться, при этом около 85% экспортируемой нефти будет поставляться в страны дальнего зарубежья. В перспективе прогнозируется снижение зависимости экспорта от европейского направления.

Стратегическими целями развития нефтяного комплекса являются:

- стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты её переработки;

- обеспечение стабильно высоких поступлений в доход консолидированного бюджета;

- обеспечение политических интересов России в мире;

- формирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг, транспорта и т.п.).

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач развития нефтяного комплекса:

- рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;

- ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти;

- углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных в ней компонентов;

- формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;

- развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспорта нефти и нефтепродуктов, ее диверсификация по направлениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние рынки; своевременное формирование транспортных систем в новых нефтедобывающих регионах;

- расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, их участие в производственных, транспортных и сбытовых активах за рубежом.

Нефтедобыча

В настоящее время Россия занимает пятое место в мире по разведанным запасам нефти (11%). Более 3/4 запасов нефти находятся в Западной Сибири. Свыше 50% запасов сосредоточено в уникальных крупных месторождениях, и около 40% - в крупных месторождениях. Однако более половины запасов нефти относятся к трудноизвлекаемым.

По объему добычи нефти в настоящее время Россия занимает одно из первых мест в мире. При существующем уровне добычи разведанных запасов нефти хватит более чем на 30 лет.

Ухудшение качества ресурсной базы становится одной из главных проблем нефтяной отрасли. В ряде нефтедобывающих регионов наблюдается истощение активных запасов нефти. В "стародобывающих" районах приросты запасов в перспективе будут сокращаться. При этом предполагается вовлечение в активную эксплуатацию значительных остаточных запасов разрабатываемых месторождений за счет применения новых технологий добычи нефти, связанных с методами обработки пластов, а также интенсификация поисково-разведочных работ на новых площадях в действующих регионах. Объёмы геологоразведочных работ будут перемещаться в новые перспективные нефтеносные районы Севера и Востока страны, включая континентальный шельф, которые в рассматриваемой перспективе будут обеспечивать приросты добычи нефти. В связи с прогнозируемыми изменениями географии добычи и направлений транспортировки нефти в вариантах прогноза экономического развития заложены соответствующие гипотезы развития транспортной инфраструктуры.

Основными факторами, определяющими развитие нефтедобычи в перспективе, являются: качество разведанной сырьевой базы, способность нефтяных компаний снижать издержки добычи на основе мероприятий научно-технического прогресса, уровни цен на нефть на мировых рынках, параметры налогового режима, а также развитие транспортной инфраструктуры, позволяющей обеспечить независимость российского экспорта нефти.

Отмеченные факторы определяют приоритетные направления развития комплекса: стимулирование внедрения перспективных технологий добычи, формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, стимулирование инвестиций в разработку месторождений и развитие транспортной инфраструктуры, реализация перспективных проектов строительства трубопроводов.

В прогнозном периоде рассматриваются следующие варианты развития отрасли.

Добыча нефти к 2010 году достигнет 500 млн. тонн с последующей стабилизацией на этом уровне до 2020 года и снижением до 490 млн. тонн к 2030 году. Экспорт нефти в 2010 году составит 256 млн. тонн и незначительно снизится к 2015 году до 255 млн. тонн с последующей стабилизацией на этом уровне до 2020 года и снижением до 245 млн. тонн к 2030 году. Доля нефти, поставляемой на экспорт, снизится с 52,7% в 2007 году до 50% к 2030 году.

Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в период 2007-2020 гг. составит более 16 трлн. рублей.

Энерго-сырьевой вариант.

Добыча нефти к 2010 году достигнет уровня 514 млн. тонн, к 2015 году - 530 млн. тонн, а к 2020 году - 545 млн. тонн, к 2030 году добыча снизится до 540 млн. тонн. При этом экспорт нефти снизится с 261 млн. тонн в 2010 году до 255 млн. тонн в 2015 году и стабилизируется на этом уровне до 2020 года. К 2030 году объем экспорта нефти снизится до 245 млн. тонн, что связано с ростом объемов нефтепереработки и снижением добычи нефти.

Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в период 2007-2020 гг. составит более 19 трлн. рублей.

Инновационный вариант.

Добыча нефти достигнет максимума (535 млн. тонн) к 2020 году, стабилизируется на этом уровне до 2025 года и снизится к концу прогнозного периода до 530 млн. тонн.

При этом экспорт нефти возрастет с 261 млн. тонн в 2010 году до 265 млн. тонн в 2015 году и снизится до 255 млн. тонн в 2020 году и до 245 млн. тонн к 2030 году за счет увеличения объемов нефтепереработки и снижения добычи нефти. Таким образом, доля нефти, отправляемой на экспорт, составит в 2030 году 46-47 процентов.

Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в период 2007-2020 гг. составит более 18 трлн. рублей.

Производство нефтепродуктов

В настоящее время на рынке нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации доминирующее положение занимают 9 нефтяных компаний с вертикально-интегрированной структурой, которые осуществляют добычу и переработку нефти, а также реализацию нефтепродуктов, как крупным оптом, так и через собственную снабженческо-сбытовую сеть. Наибольшие мощности по нефтепереработке расположены в Приволжском, Сибирском и Центральном федеральных округах. Ситуация на рынке нефтепродуктов полностью зависит от стратегии нефтяных компаний, формирующейся под воздействием цен на нефть, товарной структуры и географии спроса.

Глубина российской нефтепереработки значительно ниже по сравнению с ведущими странами мира, соответственно, структура и качество выпускаемой продукции не удовлетворяют современным требованиям конкурентоспособной экономики.

Только 11 из 25 российских НПЗ относятся к категории "крекинговых", остальные практически не имеют процессов, направленных на углубление переработки нефти. При этом необходимо отметить, что 20 из 25 заводов работают по 40-50 лет.

При сложившихся в настоящее время условиях развития российской экономики, а именно зависимости от мировых цен на нефть, вопросы развития качественного и конкурентного рынка топлива внутри страны в увязке с мерами таможенно-тарифной политики являются стратегически важными. Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в период до 2020 года будет характеризоваться: ростом мощностей деструктивных процессов (термический крекинг, висбкрекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование); ростом мощностей облагораживающих процессов (каталитический риформинг на облагораживание бензинов, изомеризация, гидроочистка топлив, сернокислотное алкилирование, производство оксигенатов); повышением доли мощностей вторичных процессов по отношению к первичной переработке нефти; ростом производства светлых нефтепродуктов (автобензин, дизельное топливо и др.) и снижением производства мазута топочного.

Для реализации мер по повышению качества спроса и стимулирования инвестиций нефтяных компаний в нефтепереработку необходимо:

1. Введение в действие:

технических нормативов выбросов для автомобильной техники, выпускаемой в обращение на территории Российской Федерации, в сроки установленные техническим регламентом;

технического регламента, устанавливающего требования к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту с ограничениями сроков их производства для экологических классов потребителей;

дополнений в налоговое законодательство, предусматривающих изменение принципа установления акцизов на нефтепродукты в зависимости от их качественных характеристик.

2. Совершенствование таможенно-тарифной политики для обеспечения баланса интересов производителей и экспортеров нефтепродуктов, потребителей внутреннего рынка и федерального бюджета, а также роста экспорта нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью.

В среднемировой структуре производства нефтепродуктов моторные топлива составляют 55%, котельные топлива - 25%. В России доля моторных топлив (автобензин и дизельное топливо) составляет 45%, котельных топлив (топочного мазута) - 28%. В прогнозном периоде наибольшими темпами будет расти производство бензина. Структура производства нефтепродуктов в России будет приближаться к среднемировой. Производство бензина увеличится к 2020 году на 25-60%, к 2030 году - на 40-80%, производство мазута топочного сократится к 2020 году на 28-30%, к 2030 году - на 55-60% в зависимости от вариантов развития.

На протяжении всего прогнозного периода темпы роста внутреннего потребления продуктов будут опережать рост экспорта. Структура производства нефтепродуктов российскими НПЗ не соответствует структуре спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке. При производстве высокооктановых бензинов в объемах, удовлетворяющих спрос внутреннего рынка, производится избыточный объем дизельного топлива и мазута. К 2020 году внутреннее потребление бензина увеличится на 38-55%, к 2030 году прирост потребления бензина составит 50-85%, а сокращение потребления мазута - 30% в зависимости от вариантов развития. К 2020 году потребление бензина превысит 0,3 тонны на душу населения.

В структуре спроса на нефтепродукты экспорт составляет около 49 процентов. В настоящее время Россия занимает 4 место в мировой нефтепереработке (6%) и к 2030 году сохранит ведущее положение в мире по производству нефтепродуктов.

В перспективе структура российского экспорта нефтепродуктов приблизится к структуре мирового потребления нефтепродуктов. В настоящее время в экспорте преобладают мазут (50%) и дизельное топливо (33%), доля автобензина составляет лишь 4 процента. В структуре мирового потребления нефтепродуктов мазут составляет менее 10%, реактивное и дизельное топливо - 40%, бензин - около 30 процентов. Из-за невысокого качества нефтепродуктов, поставляемых на экспорт, они в основном используются либо в качестве сырья для последующей переработки, либо в качестве продукции, удовлетворяющей потребностям рынков таких стран, как Китай, Индия, Индонезия. Причем такой экспорт нефтепродуктов в сложившихся налоговых и тарифно-таможенных условиях выгоден нефтяным компаниям, что не способствует формированию стимулов к развитию нефтепереработки.

Варианты развития нефтеперерабатывающей промышленности отличаются как объёмами переработки нефти, программами вводимых мощностей, так и строительством новых нефтеперерабатывающих предприятий.

По инерционному варианту Объем переработки нефти стабилизируется на уровне 2010 года (235 млн. т) при снижении к 2020 году экспорта нефтепродуктов до 97 млн. тонн из-за роста внутреннего потребления. В результате реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающих заводов глубина переработки нефти вырастет с 71,7% в 2007 году до 81% в 2020 году и 87% в 2030 году.

Прогнозируемый рост внутреннего спроса в 2020 году на автобензин и дизельное топливо составит около 137% и в 2030 году - 148% к уровню 2007 года. Потребление топочного мазута сократится к 2030 году на 30% к уровню 2007 года. В структуре экспорта нефтепродуктов доля светлых нефтепродуктов (автобензина и дизельного топлива) увеличится с 38% в 2007 году до 42,5% в 2020 году и 50,5% в 2030 году.

Суммарные инвестиции в 2007-2020 годах прогнозируются в размере 2,3 трлн. рублей.

В энерго-сырьевом варианте Рост объемов нефтепереработки к 2020 году составит 280 млн. тонн и 285 млн. тонн к 2030 году. Глубина переработки нефти возрастет до 83% в 2020 году и до 90% к 2030 году. Прогнозируемый рост внутреннего спроса на автобензин и дизельное топливо в 2020 году составит около 145% и в 2030 году - 160% к уровню 2007 года. Потребление топочного мазута сократится к 2030 году на 30% к уровню 2007 года. Экспорт нефтепродуктов увеличится до 132 млн. тонн в 2020 году и практически сохранится на этом уровне к 2030 году. В структуре экспорта нефтепродуктов доля светлых нефтепродуктов увеличится с 38% в 2007 году до 54% в 2020 году и 63% в 2030 году. Экспорт топочного мазута сократится к 2020 году на 50% с последующим снижением до 80% в 2030 году к уровню 2007 года. С ростом экспорта нефтепродуктов их качество изменится, увеличится доля бензина и дизельного топлива, удовлетворяющих нормам евро-4 и выше.

Суммарные инвестиции в 2007-2020 годах прогнозируются в объеме порядка 2,7 трлн. рублей.

В инновационном варианте К 2020 году переработка нефти намечается на уровне 270 млн. тонн, 2025 году - 275 млн. тонн с последующей стабилизацией на этом уровне до 2030 года. Спрос внутреннего рынка на нефтепродукты прогнозируется практически на уровне второго варианта. Темп роста внутреннего спроса в 2020 году на автобензин и дизельное топливо составит 150% и в 2030 году - 175% к уровню 2007 года. Потребление топочного мазута сократится к 2030 году на 30% к уровню 2007 года.