Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

391

приведены данные о ценах на нефть и LPG, поставляемых из Саудовской Аравии в период

1997–2001 гг. (табл. 5.13).

Таблица 5.13

Цены на нефть и LPG, поставляемые из Саудовской Аравии в период 1997–2005 гг. [6]

Показатели 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2005

Цена нефти «дубай», долл./барр 18,13 12,16 17,13 26,24 22,82 25,0 49,5

Контрактная цена пропана, долл./т (фоб) 206 147 184 297 273 327

Контрактная цена бутана, долл./т (фоб) 203 147 194 298 247 327

Цены на LPG в других регионах мира в 2002 г. были следующие: средиземноморский

рынок – пропан – 272 долл./т, бутан – 318 долл./т; Северо-Западная Европа – пропан – 277–

298 долл./т, бутан – 283–325 долл./т. Спотовые цены на пропан находились в интервале 242–

345 долл./т, на бутан – 244–345 долл./т.

Российский экспорт LPG составлял 1,2 млн т в 2001 г.; это немногим более 2% от

мирового экспорта продукта. В 2005 г. российский экспорт возрос до 1,6 млн т. Основное

направление российского экспорта LPG – страны СНГ, Балтии, Восточной Европы и

Финляндия. Российские производители LPG предпринимают усилия для возврата утерянных

в 90-е годы зарубежных рынков сбыта LPG.

Флот специальных танкеров-газовозов для транспортировки LPG по состоянию на март

2003 г. насчитывал 103 танкера общей вместимостью 8,0 млн м

. 7 танкеров должны быть

введены в строй в течение 2003 г. Предполагалось, что их ввод позволит увеличить общую

вместимость танкеров-газовозов до 8,5 млн м

к концу 2003 г. В связи с выбытием ряда

относительно небольших и устаревших танкеров их численность в середине 2005 г.

составляла 88 общей вместимостью 8,3 млн м

. Основная часть танкеров для

транспортировки LPG построены в Ю. Корее (76%) и Японии (17%). Ожидается, что в 2015

г. вместимость танкеров для транспортировки LPG составит 15 млн м

[332].

Следует напомнить, что флот танкеров-газовозов в середине 2005 г. насчитывал 990

единиц суммарной вместимостью 14,5 млн м

. По расчетам экспертов вместимость

танкерного флота для транспортировки различного вида газов (LPG, аммиак, нефтехимика™

– этилен, пропилен, бутадиен, винилхлорид и др.) возрастет до 18,6 млн м

в 2010 г. и до 24,6

млн м

в 2015 г. [332].

В 2004 г. танкеры-газовозы перевезли 73 млн т грузов, в т.ч. 48 млн т LPG, 15 млн т

аммиака и 10 млн т нефтехимикатов.

Стоимость современного крупного танкера-газовоза в середине 2005 г. составляла

около 90 млн долл., а еще 10 лет назад – 48 млн долл.

392

Глава 6. Современное состояние и перспективы развития

российского нефтегазового комплекса

6.1. Роль топливно-энергетического комплекса в экономике

России и в мировой энергетике

Россия всегда считалась одним и ведущих энергетических государств мира. В мировом

производстве топлива и энергии на ее долю приходится 23% добываемого газа, более 12%

нефти (включая газовый конденсат), почти 6% угля и 6% электроэнергии. Есть полная

уверенность, что роль российских топливно-энергетических ресурсов в формировании

устойчивого энергоснабжения сохранится и в XXI веке.

В России значение ТЭК особенно велико. Во-первых, из-за огромного ресурсного

потенциала: располагая 2,4% населения и 13% территории мира, она имеет 12–13%

прогнозных топливно-энергетических ресурсов, в том числе более 12% разведанных запасов

нефти, более 30% запасов газа, более 11% разведанных запасов угля. Во-вторых, она

обладает уникальным производственным, научно-техническим и кадровым потенциалом. В-

третьих, важное место ТЭК определяется климатическими условиями, при которых

обеспечение энергоресурсами экономики и населения страны является жизненно важным

фактором существования целых регионов [333].

В конце XX века роль России в мировой экономике изменилась. Беспрецедентное в

мирное время падение ВВП в 90-е годы (на 34%) изменило положение России как мировой

сверхдержавы. За тот период, когда экономические показатели России ухудшились, ВВП в

США вырос на 36%, европейских странах – на 20–30%, Китае – в 2,5 раза. В мировой

экономике наряду с ростом ВВП происходил рост энергопотребления, однако

энергопотребление росло в меньшей степени, чем ВВП, так что показатели энергоемкости

ВВП в наиболее развитых странах снижались.

Структура экономики России в этот период менялась в противоположную сторону.

Если в структуре мировой экономики роль топливно-энергетического комплекса в составе

ВВП снижалась, то в России, наоборот, росла. Если в западных странах прирост ВВП

осуществлялся в основном за счет перерабатывающей промышленности и сферы услуг, то в

России – в основном за счет ТЭК. За 90-е годы в структуре промышленного производства

доля отраслей с высокой степенью переработки снизилась.

После кризиса 1998 г. в период 1999–2005 гг. в развитии ТЭК появились

положительные тенденции – рост производства во всех его отраслях. Но запас прочности

ТЭК, созданный на протяжении десятилетий, практически исчерпан.

В 2004 г. на долю ТЭК в России приходилось около 30% объема промышленного

производства, 32% доходов консолидированного и 40% федерального бюджета, 53%

валютных поступлений от экспорта.

Сейчас Россия занимает ведущее место по ресурсному потенциалу и производству

первичных энергоресурсов: 1-е место по добыче газа, 2-е – по нефти, 4-е – по

электроэнергии, 6-е – по добыче угля.

По потреблению же первичных энергоресурсов на душу населения, несмотря на

высокую энергоемкость экономики, мы все сильнее отстаем от развитых стран. Если еще в

1995 г. по общему объему энергопотребления США и Китай превосходили Россию,

соответственно, в 3,5 и 1,4 раза, то уже в 2000 г., соответственно, в 3,8 и 2 раза.

Энергоемкость российской экономики в 2004 г. составляла на 1 тыс. долл. ВВП 3 тонны

нефтяного эквивалента (тнэ). Добыча и производство первичных энергетических ресурсов в

расчете на одного постоянного жителя России составляют всего 8,3 тнэ, в т.ч. нефти – 3,2

тнэ, что значительно ниже, чем в добывающих странах Ближнего Востока, Норвегии и др.,

где финансовые накопления от экспорта углеводородов позволяют иметь процветающую

экономику и дают возможность масштабно направлять избыточные нефтедоллары в те

393

секторы рынка, которые надежно страхуют такую экономику [334].

Российский топливно-энергетический комплекс решает три основные задачи: он

должен обеспечивать нужды страны в энергетических ресурсах, наполняет основную часть

валютных поступлений и в последнее время финансирует Стабилизационный фонд

федерального бюджета, который был создан для страхования от рисков, присущих открытой

экономике.

Ресурсная база топливно-энергетического комплекса России позволяет уверенно

считать, что Россия будет и в перспективе обеспечена всеми видами топлива и энергии,

которые необходимы для устойчивого роста экономики. Более того, ТЭК России является

одним из важнейших элементов мировой энергетической безопасности.

Оценка современного состояния и перспектив возможностей ТЭК даны в

«Энергетической стратегии России на период до 2020 г.», утвержденной правительством РФ

в 2003 г. [335].

Разработка энергетической стратегии России началась еще в 1992 г. Ей предшествовал

подготовленный группой ученых документ «Основы новой энергетической политики

страны» [336]. Затем в 1994 г. были разработаны и в 1995 г. указом Президента были

утверждены «Новая энергетическая политика», а постановлением правительства –

«Основные положения энергетической стратегии России на период до 2010 г.». Авторы этих

документов сделали упор не на прогноз показателей развития ТЭК, а на выработку

механизмов их достижения в новых рыночных условиях. Однако по традиции, идущей еще с

советских времен, крен был сделан в сторону цифр. Экономическая ситуация в стране

развивалась не по сценариям, заложенным при обосновании стратегии, поэтому многие из

названных в ней цифр явно не совпали с фактическим (что было сделано при сравнении

фактических данных за 2005 г. с показателями Программы). В 2000 г. начался новый этап

разработки энергетической стратегии уже на период до 2020 г. Разработчиками были

заложены основы ценовой политики на продукцию естественных монополий (прежде всего,

на газ и электроэнергию), приняты концепции налоговой политики, приватизации, в одних

случаях, и огосударствления, в других, поощрения конкуренции и т.п. Однако, по мнению

одного из ведущих разработчиков энергетической стратегии, сама энергостратегия

«наскочила на рифы недальновидной ценовой политики», что вызвало заметное отклонение

ожидаемых на 2005 г. результатов и фактических данных за 2005 г. В частности,

фактический показатель отношения уровня ВВП 2005 г. к 1990 г. (в сопоставимых ценах)

оказалось в переделах наметок стратегии (факт. – 97,2%, энергостратегия – 84–107%);

суммарное потребление энергоресурсов оказалось ниже (факт. – 960 млн тут,

энергостратегия – 1010–1080 млн тут), зато заметно выше стал объем экспорта (факт. – 795

млн тут, энегостратегия – 425–570 млн тут), причем в основном за счет увеличения экспорта

нефти (факт. – 252 млн т, энергостратегия – 91–120 млн т), что, в свою очередь, было

обусловлено значительным превышением объема добычи нефти (факт. – 470 млн т,

энергостратегия – 260–320 млн т) [336].

В «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.» предусматривается рост

производства всех видов ресурсов при одновременном снижении удельных расходов

энергетических ресурсов во внутреннем потреблении за счет энергосбережения.

Энергосбережение признано важнейшим направлением развития ТЭК. Общий

потенциал энергосбережения составляет до 45% современного энергопотребления. Около

370 млн. т.у.т. (40% существующего внутреннего потребления энергии) составляют потери

из-за отсутствия необходимых средств для замены оборудования и должного контроля.

В результате перестройки экономики и полного использования имеющего потенциала

энергосбережения по оценке, содержащейся в «Энергетической стратегии 2020 г.», при

намечаемом росте ВВП в 1,5–1,7 раза в 2010 г. и в 2,2–2,3 раза по сравнению с 2000 г. будет

возможным удержать рост спроса на энергоресурсы на внутреннем рынке всего в 1,03–1,12 и

1,15–1,28 раза соответственно [334].

Для достижения намеченных «Энергостратегией» целей необходимо устранить

394

имеющиеся технологические потери. Прежде всего, это огромные потери электроэнергии, в

т.ч. при ее транспортировке, уменьшить потери в централизованном теплоснабжении.

Значительная часть продукции ТЭК идет на экспорт. В 2002 г. доля топливно-

энергетических ресурсов в экспорте составила 54% (машин, оборудования и транспортных

средств – 9%), в 2005 г. – 58%. За последние годы вывоз продукции ТЭК увеличился: этому

благоприятствовала конъюнктура цен на энергоресурсы. При этом изменение структуры

экспорта энергоресурсов свидетельствует об усилении сырьевой ориентации. В ней по-

прежнему преобладает сырая нефть (более 50%), причем ее удельный вес возрос на 6

процентных пунктов. Рост экспорта обработанной продукции зафиксирован только по

товарам низших стадий переработки, и то незначительный: на 0,2% дизельного топлива и 1%

топочного мазута.

После кризиса в августе 1998 г. доля экспортных поставок энергоресурсов от общего

объема их производства увеличилась: по нефти с 41 до 45%, газу – с 30 до 35%. В 2005 г. на

экспорт шло 54% российской нефти, почти треть газа.

Безусловно ставка на экспорт первичных энергоресурсов не может быть главной

задачей развития экономики на перспективу. Необходима активная структурная перестройка

за счет ускоренных темпов роста отраслей с высокой добавленной стоимостью и

относительно невысокими удельными расходами энергоресурсов.

В ближайшие годы экспорт энергоресурсов останется ключевым фактором развития

национальной экономики. Закрепление за Россией достойного места на мировых

энергетических рынках является важнейшей задачей Стратегии. Причем не столько как

экспортера дешевого сырья, но и как крупного поставщика продукции более высоких стадий

обработки.

Человечество, потребляя огромное количество невозобновляемых ресурсов

углеводородного сырья, постепенно приходит к их исчерпанию и неотвратимым изменениям

климата и, соответственно, состояния окружающей среды. Ожидаемый дефицит нефти и газа

отделен от нашего времени 25–35 годами. К этому времени экспортировать нефть и газ в

значительных объемах смогут только отдельные страны Ближнего Востока, а газ – Россия.

Ситуация в регионе Ближнего Востока уже на протяжении десятилетий остается

напряженной, причем напряженность не ослабляется, а только усиливается.

Особая роль в обеспечении мировой энергетической безопасности и сохранении среды

обитания принадлежит России и ее топливно-энергетическому комплексу. Россия обладает

30–40% мировых запасов природного газа – основы низкоуглеродной энергетики,

серьезными запасами нефти и угля, развитой и постоянно расширяющейся транспортной

инфраструктурой, занимает достаточно выгодное геополитическое положение, позволяющее

ей организовать поставки энергоресурсов крупнейшим мировым потребителям, активно

разрабатывает альтернативные источники энергии, в первую очередь, новую ядерную

энергетику. Понимание того факта, что Россия может и должна стать альтернативным

мировым энергетическим центром – гарантом мировой энергетической безопасности – стало

одним из ключевых положений российской внешней политики, ее геополитики и

геостратегии.

6.2. Нефтегазовый комплекс России: характеристика и место в

мировой нефтегазовой промышленности

Нефтегазовые отрасли (нефтегазовый комплекс) являются важнейшей составной

частью ТЭК.

В течение многих лет нефтегазовый комплекс России (НГК) является основой

энергоснабжения страны и одним из ее важнейших народнохозяйственных комплексов.

В начале XXI века НГК обеспечивал более 2/3 общего потребления первичных

ресурсов и 4/5 их производства. НГК являлся главным источником налоговых поступлений

(40% доходов Федерального бюджета и порядка 20% консолидированного бюджета). Более

половины валютных поступлений давал НГК. На долю НГК приходилось 17,5%

395

промышленного производства, около 4% занятых в промышленности и 3% занятых в

народном хозяйстве [337].

В 90-е годы роль НГК заметно выросла. Это объясняется высокой

конкурентноспособностью продукции НГК. Степень падения отраслей НГК во время

системного кризиса 90-х годов была меньшей, чем для других отраслей российской

экономики.

Развитие НГК является своего рода локомотивом движения экономики вперед,

поскольку тянет за собой развитие металлургии, машиностроения, энергетики, средств

коммуникации, создает новые рабочие места. Мнение ряда «специалистов», что, развивая

НГК, мы постепенно усиливаем сырьевую ориентацию страны, превращаем Россию в

подобие «банановой» республики, нельзя считать серьезным. Развитие НГК,

ориентированное на инновации, на глубокую переработку нефти и газа, дает импульс

развитию сопряженных отраслей, вызывает т.н. мультипликативный эффект от капитальных

и эксплуатационных затрат в результате реализации нефтегазовых проектов. Расчеты

свидетельствуют, что каждый рубль дополнительного производства продукции НГК

увеличивает ВВП страны на 1,5–1,6 рубля; каждый рубль капиталовложений в НГК

обеспечивает 1 – 2 рубля и более прироста национальной экономики. Косвенный эффект

развития НГК (через обеспечение платежеспособного спроса на продукцию сопряженных

отраслей с последующими налоговыми, социальными и прочими эффектами) существенно

превышает прямой эффект развития НГК. Следует еще раз отметить создание новых рабочих

мест и развитие производства не только в «нефтегазовых», но и в машиностроительных

районах. Характеристика российского НГК и оценка его места в мире представлены в

табл. 6.1 и 6.2.

Таблица 6.1

Характеристики российского нефтегазового комплекса в 2004 г. [333]

№№

п/п

Показатели

Промышле-

нность в

целом

Нефтегазовый комплекс

Доля НГК,

Нефте-

добыча

Нефте-

перераб.

Газовая

пром.

Всего НГК

Выпуск продукции, млрд

руб.

11209 1432,5 298,6 234,1 1965,2 17,5

Основные промышленно-

производственные фонды,

млрд руб.

7607 1699,4 191,4 93,2 1984,0 26,1

Численность работающих,

тыс.чел.

11977 293 102 75 470 3,9

Среднемесячная зарплата,

руб.

7864,8 24108 14231,8 33375,5 23443, 5

в 3 раза

выше

5 Прибыль, млрд руб. 1237 457,6 29,5 22,8 509,9 41,2

6 Рентабельность, % 17,9 36,3 22,5 16,2 31,8

в 1,9 раза

выше

Инвестиции в основной

капитал, млрд руб.

948,6 190,3 36,2 120,6 347,1 36,6

Внешнеторговый оборот,

млрд долл.

181,6 58,3 19,3 21,9 99,5 54,8

Таблица 6.2

Место российского нефтегазового комплекса в мировой нефтегазовой промышленности [333, 337]

6.2.1. Доля нефти и газа в производстве энергоресурсов в 2000 г. (%):

Мир РФ

Нефть 40 35,8

Газ 24 45,3

Доля нефти и газа в производстве энергоресурсов в 2004 г. (%):

396

Мир РФ

Нефть 41 38,7

Газ 24 43,0

6.2.2. Доли российских запасов нефти в мировых разведанных запасах в 2004 г.:

• оценка российских запасов по американской методике – 6,2%

• оценка российских запасов по отечественной методике – 10–12%.

6.2.3. Доля российской нефтедобычи в мировой добыче нефти (%):

Годы 1990 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2005 г.

Доля российской добычи 16,2 9,0 8,8 8,8 8,8 9,0 9,7 11,3 12,5

6.2.4. Доля российского потребления нефти в мировом потреблении (%):

Годы 1990 г. 1996 г. 2000 г. 2002 г. 2005 г.

12,2 5,3 5,0 3,5 3,4

6.2.5. Средние издержки добычи нефти за полный срок разработки месторождений в России

и других странах, долл./барр.:

Страны

Иран,

Ирак,

Саудов-

ская

Аравия

Кувейт

ОАЭ

(суша)

Ливия,

Мексика,

Нигерия

Россия

ОАЭ

(море)

Индоне

зия

США

(Техас)

Египет

США

(Аляска)

Северное

море

Издержки

добычи,

долл/барр

0,5 1,0 2,5 3,0 5,0 6,0 6,0 8,0 12,0 17,0 20,0

6.2.6. Сравнительная оценка налогового режима для нефтяных инвестиционных проектов:

Страна Совокупное налоговое бремя к налогооблагаемому доходу, %

Россия, текущее налогообложение 104

СРП 68

США, Аляска 66

Прочие штаты 55

Великобритания 30

Индонезия 89

Абу-Даби 88

Венесуэла 87

Норвегия 83

6.2.7. Доля РФ в мировых запасах природного газа, % (оценка иностранных экспертов):

1998 г. 1999 г. 2000 г. 2002 г. 2005 г.

32,9 32,4 32,0 30,5 26,6

6.2.8. Доля РФ в суммарных разведанных запасах нефти и газа в 2000 г. и 2005 г.

Суммарные мировые запасы нефти и газа, млрд т НЭ – 276,3 млрд.т (2000 г.) и 327 млрд т

(2005 г.).

Российские разведанные запасы нефти и газа (по американской методике) – 50 млрд т

нефтяного эквивалента (НЭ) (2000 г.) и 53,7 млрд т НЭ (2005 г.).

Удельный вес российских запасов нефти и газа среди мировых разведанных запасов – 16,4%

6.2.9. Среди десяти крупнейших газовых месторождений мира 7 российских: Уренгойское,

Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Штокмановское, Арктическое с суммарными

397

запасами 27,2 трлн м

(20% мировых разведанных запасов).

6.2.10. Доля в мировой добыче природного газа в 2000 г. – 22,4%; 2002 г. – 21,9%; 2005 г. –

21,6%.

6.2.11. Место ОАО Газпром среди мировых нефтегазовых компаний: по уровню запасов –

первое, по уровню ежегодной добычи – первое.

6.2.12. Доля в мировом потреблении природного газа в 2000 г. – 15,7%; 2002 г. – 15,0%;2005

г. – 14,7%.

6.2.13. Доля РФ в мировой торговле природным газом в 2000 г. – 24,7% (включая торговлю

СНГ); в 2002 г. – 22%; 2005 г. – 2196.

6.2.14. Поставки российского газа в Европу (по трубопроводам) в суммарных экспортных

поставках: 1995 г. – 50%, 2000 г. – 43%, 2002 г. – 45%, 2005 г. – 40,4%. Доля российского

газа в суммарных экспортных поставках газа в Европу в 2002 г. (включая СПГ) – 40%,

2005 г. – 35,9%.

6.2.15. Доля российских поставок газа на европейском газовом рынке в 2002 г. – 25%, 2005 г.

– 28%.

6.3. Российская нефтяная промышленность

6.3.1. Историческая справка

Поиск, разведка и разработка нефти в России ведутся уже более 140 лет. Вехи

нефтяной промышленности России представлены ниже:

Вехи нефтяной промышленности России

1869 – Открытие первого в мире уникального по запасам нефтяного месторождения

Балаханы-Сабунчи-Романы (Азербайджан).

1893 – открытие Старо-Грозненского месторождения.

1901 – добыча в мире составила 21,24 млн тонн, в т.ч. в России – 11,2 млн тонн.

1902 – первые буровые установки с вышкой в бакинском районе.

1906 – первый в России нефтепровод от г. Баку до г. Батуми протяженностью 833 км.

1910 – открытие И. Губкиным рукавообразной залежи нефти в Майкопском районе.

1918 – национализация нефтяной промышленности России.

1923 – первое использование турбобура при бурении скважин (СССР).

1925 – начало применения поисковых геофизических работ в России (Эмбенский район)

1930 – открытие Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Чибьюское

месторождение легкой нефти).

1932 – Открытие Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Ишимбаевская пл.) 1937 –

Начало использования горизонтального бурения (месторождение Ярега, Волго-

Уральская провинция).

1948 – Открытие крупнейшего в Европейской части России Ромашкинского нефтяного

месторождения.

1962 – Открытие первого нефтяного месторождения в Восточной Сибири (Марковское,

Иркутская область).

1964 – Первый экспортный нефтепровод в СССР («Дружба»).

1965 – Открытие самого крупного в России нефтяного месторождения Самотлор (Западная

Сибирь).

1977 – Открытие первого месторождения на шельфе Сахалина (Одопту-море).

1988 – Добыча нефти в СССР достигла рекордного в мире уровня 624 млн тонн (Россия –

568,5 млн тонн).

2000 – Открытие на Каспии Хвалынского и Кашганского месторождений.

6.3.2. Объемы добычи и экспорта

Максимум добычи нефти в России был достигнут в 1988 г. 568,5 млн. тонн. После

398

распада СССР и изменения общественного строя в 90-е годы добыча нефти стала резко

падать (табл. 6.3).

Таблица 6.3

Динамика добычи нефти и газового конденсата в России, млн т [333]

Годы 1990 г. 1991 г. 1992 г. 1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г.

Добыча 516,0 452,0 399,2 391,6 317,8 306,8 301,2 305,6

Продолжение таблицы 6.3

Годы 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г.

Добыча 303,4 305,1 323,6 348,0 379,7 422,0 459,0 470,0

В чем причины столь драматического, почти обвального, падения добычи нефти в

период 1991–1999 гг.? Причины следует искать путем анализа как объективных, так и

субъективных факторов.

К объективным факторам можно отнести существенное ухудшение геолого-

экономических условий добычи нефти. Вновь открываемые и вводимые месторождения

стали меньше по уровню запасов. Таких гигантских месторождений, как Самотлор, открыть

пока не удалось. За период с 1985 г. резко снизился показатель продуктивности скважин, как

это видно из таблицы 6.4.

Таблица 6.4

Средний дебит нефтяных скважин, т/сутки [333, 338]

Годы 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Старые скважины 11,3 10,0 8,9 7,9 7,7 7,4 7,3 7,2 7,3 7,4 7,3 8,8

Новые скважины 17,1 14,3 12,0 11,0 10,8 11,0 12,3 18,4 18,9 20,8 21,2 20,0

В среднем 11,6 10,4 9,0 8,0 7,8 7,5 7,4 7,3 7,4 7,5 7,5 9,0

Продуктивность (дебит) многих скважин не превышает 7,5 т/день, что почти на

порядок ниже, чем это было в 70–80-е годы. В период 2002–2005 гг. средняя продуктивность

одной скважины в России несколько увеличилась и немного превысила Ют/сутки, что все же

была меньше, чем в 1990 г.

Новые месторождения открываются в отдаленных труднодоступных районах с

суровыми климатическими условиями и при почти полном отсутствии какой бы то ни было

инфраструктуры. Многие месторождения открыты на шельфе арктических морей, где

условия добычи близки к экстремальным. Многие из действующих месторождений вступили

в фазу падающей добычи. На большинстве из них резко увеличился коэффициент

обводненности, что приводит к ухудшению условий и возрастанию затрат на добычу. Для

выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в

эксплуатацию новых месторождениях приходится применять дорогостоящие методы.

Другую группу причин падения добычи нефти можно причислить к негативным

последствиям распада СССР. Единый народнохозяйственный комплекс СССР строился

исходя из принципов разделения труда, специализации, развития окраин. После распада

СССР многие годами наработанные связи нарушились. В частности, практически полностью

прекратились поставки многих видов нефтяного оборудования, основное производство

которого было сосредоточено в старых нефтедобывающих районах (Азербайджане, Чечне).

Азербайджано-армянское противостояние из-за Нагорного Карабаха привело к тому, что

заводы нефтяного машиностроения выделившегося из СССР Азербайджана переключились

на выпуск совершенно другой продукции. Из-за обострения обстановки прекратили работу

предприятия нефтяного машиностроения Чечни. В результате, нефтяная промышленность

России на некоторое время осталась без оборудования, необходимого для поддержания

работы действующих и обустройства новых скважин. Пока на выпуск такого оборудования

не переключились российские машиностроительные заводы, было потеряно время, и из-за

остановки скважин упала добыча нефти.

Но все же основной причиной падения добычи нефти стали факторы системного

кризиса, поразившего российскую экономику в переходный период. Инфляция «съела»

399

оборотные средства предприятий добычи и переработки нефти. Снизилась до чрезвычайно

низкого уровня покупательная способность потребителей нефти и нефтепродуктов. Нарастал

снежный ком неплатежей. Из-за отсутствия средств предприятия нефтяной отрасли не

смогли своевременно заменять оборудование, производить ремонт. Инфляция издержек в

соединении с чрезмерными налогами сделали нерентабельной работу многих нефтяных

скважин. В 1998 г. ситуацию углубило падение мировых цен на нефть и нефтепродукты,

которое привело к резкому ухудшению финансового положения предприятий отрасли.

Совокупность указанных выше причин привела к существенному возрастанию числа

неработающих скважин, о чем говорят данные таблицы 6.5.

Таблица 6.5

Число скважин в нефтяной промышленности России, тыс. шт. [333, 338]

Годы 1988 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2002

Общее число скважин 121,8 138,8 145,2 146,0 147,0 143,0 144,0 139,0 138,8 131,7 133,3 142 154,3

Число неработающих

скважин

7,8 9,8 13,9 22,5 29,1 29,2 39,9 36,6 37,7 34,0 35,0 33,5 36,1

% неработающих

скважин

6,4 7,1 9,6 13,4 15,4 20,4 27,7 26,3 27,2 25,8 26,3 23,6 23,4

В 2004–2005 гг. положение с использованием фонда скважин стало улучшаться: в

2004 г. из общего фонда скважин 155700 неработающих было 36800 (23,6%), а а в 2005 г. из

суммарного числа скважин 152612 неработающих было 29955 (19,6%) [339, 340].

Кратное сокращение инвестиций в нефтедобычу, включая затраты на поиск и разведку

месторождений обусловлено не только общим спадом, но и повышенной степенью риска и

относительно длительным (7–10 лет) периодом окупаемости инвестиций. Из-за того, что

естественное падение дебитов на любом месторождении составляет 10–15% ежегодно,

только на поддержание сложившихся условий добычи необходимо вводить новые мощности,

обустраивать новые месторождения, бурить новые скважины.

Отсутствие капиталовложений сказалось на объемах разведочного и

эксплуатационного бурения, сократившихся в 1996 г. более чем в 5 раз по сравнению с

уровнем 1988 г. Фактическая динамика буровых работ за этот период выглядит, по данным

Минтопэнерго РФ, следующим образом (млн м): 1989 г. – 41,5; 1990 г. – 36,3; 1991 г. – 28,7;

1992 г. – 21,2; 1993 г. – 18,7; 1994 г. – 11,4; 1995 г. – 10,2; 1996 г. – 6,8; 1997 г. – 7,4; 1998 г. –

5,0; 1999 г. – 5,3. Объем разведочного бурения снизился с 5,2 млн. м в 1990 г. до 1,2 млн. м в

1999 г. [337]. В 2005 г. объем буровых работ составил 9,8 млн м, в т.ч. эксплуатационное

бурение 9,2 млн м, а разведочное бурение 0,6 млн м, что несравненно меньше, чем в начале

90-х годов.

Снижение объемов разведочного бурения сказалось на объемах прироста запасов,

которые с 1994 г. устойчиво стали меньше, чем текущая добыча, что является совершенно

неприемлемым для нефтедобывающей страны.

Последнее утверждение подтверждается данными таблицы 6.6.

Таблица 6.6

Запасы нефти в России и их прирост*

Годы 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Запасы, млрдт 18,0 17,54 17,16 16,83 16,25 16,0 15,7 15,6 15,5 15,4

Прирост запасов, млн т 836,3 476,7 391,9 216,1 155 212,8 214,0 213,0 200 250

Отношение прироста

запасов к добыче, %

180,9 119,4 111,0 68,0 50,6 70,6 70,0 70,2 65,5 77,4

Продолжение таблицы 6.6

Годы 2001 2002 2003 2004 2005

Запасы, млрд т 15,4 15,3 15,1 15,0 15,0

Прирост запасов, млн т 293 254 258 239 585

Отношение прироста

запасов к добыче, %

84,2 67,0 61,1 52,0 124,5

* По данным Минэнерго РФ; запасы категорий А, В и C

1991–2001 г.) и [339] – 2002–2004 гг.

400

Ситуация с увеличением прироста запасов не стала улучшаться даже в период 2000–

2005 гг., когда доходы нефтяных компаний из-за роста мировых цен непрерывно возрастали.

Лишь в 2005 г. впервые за 12 лет удалось создать нормальное соотношение добычи и

прироста запасов.

В современной России действует государственная система учета полезных ископаемых,

базирующаяся на классификации запасов, созданной в 1928–1932 гг. на этапе активного

построения социализма в отдельно взятой стране. В настоящее время эта система, в которой

существенную роль играл политический фактор, пришла в противоречие в правилами

ведения бизнеса в условиях глобализации и интеграции российского нефтегазового

комплекса в мировую экономику.

Нефтяные компании с целью определения собственных активов, продвижения акций на

фондовые рынки, привлечения инвесторов и получения кредитов в иностранных банках уже

более десяти лет вынуждены пользоваться услугами зарубежных аудиторов,

руководствующихся в своих расчетах международными стандартами классификации

запасов. В частности, переоценки запасов по заказу отечественных компаний выполнили

авторитетные западные фирмы Miller and Lents и De Golier and Mc Naughton.

Оценки российских запасов по различным оценкам колеблются от 50 до 150 млрд барр.

(6,8–20,5 млрд т). Низкая оценка – это консервативная оценка, сделанная по принятым на

Западе методикам. Такую (или близкую) оценку дали: журнал Oil and Gas Journal; компания

ВР (правда, в последнее время подняло ее до 9,1 млрд т); Министерство энергетики США в

2001 г.; итальянский энергетический концерн ENI в 2002 г. Более высокие оценки дали

Всемирный банк в 2002 г. – 11,9 млрдт, российские консалтинговые компании «Центр

нефтегазового бизнеса» и «Петромаркет» в 2004 г. – 15 млрд т; компания Wood McKenzie в

2002 г. – 16,4 млрд т; Международный центр нефтегазового бизнеса в 2003 г. – 15,3 млрд т;

Международное энергетическое агентство (IEA) в конце 2002 г. – 20 млрдт; аналогичная

цифра приведена в нефтяной энциклопедии (Petroleum Encyclopedia). В одном из докладов

счетной палаты РФ приводилась цифра в 25,2 млрд т [339, 341]. Косвенным методом можно

подсчитать российские разведанные и доказанные запасы по данным аудита запасов

крупнейших российских нефтегазовых компаний. По данным на 1.1.2002 г. доказанные

запасы компании ЛУКОЙЛ – 1,96 млрд т, ЮКОС – 1,68 млрд т, ТНК – 1,01 млрд т,

Сургутнефтегаз – 0,97 млрд т, Сибнефть – 0,63 млрдт. Приняв во внимание, что за ведущими

российскими компаниями закреплено примерно 90% суммарных запасов, получается

консервативная оценка 7 млрдт [339].

Для того, чтобы устранить разнобой в оценке классификаций запасов в конце 2003 г.

Европейская экономическая комиссия ООН завершила разработку проекта Международной

рамочной классификации ресурсов месторождений твердых горючих ископаемых и

минерального сырья. Утверждена рамочная классификация энергетических и минеральных

ресурсов (РК ЭМР) [342].

Представляется, что следование правилам игры на мировом рынке нефти, на котором

российские компании играют важную роль, предстоящее вступление России во Всемирную

торговую организацию (ВТО) однозначно требуют использования в отечественной практике

единых международных стандартов учета и оценки запасов.

Положение в российском нефтяном комплексе стало улучшаться в 2000–2005 гг. В эти

годы добыча возросла по сравнению с предыдущими годами соответственно на 7,5%, 9,1%,

11,1%, 8,8% и только в 2005 г. – лишь 2,4%. Благодаря благоприятному для российских

компаний уровню мировых цен, увеличению доходов компаний, выделению средств на

развитие удалось переломить тенденцию спада и перейти к устойчивому росту добычи.

При значительном падении объемов добычи нефти в период 1991–1999 гг. ее экспорт

снизился незначительно. Однако структура экспорта кардинально изменилась. Если во

времена СССР (1990 г.) более половины нефти поставлялось в бывшие союзные республики,

то в 2000 г. поставки в страны-члены СНГ составили около 13% российского экспорта. В