Нефтегазовый комплекс

     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.