Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
441
комплекса имеется. Возможна кооперация создаваемого здесь газохимического комплекса с
производственной инфраструктурой Череповецкого АО «Азот». При строительстве могут
быть использованы незагруженные мощности местных строительно-монтажных
организаций. Областная администрация поддерживает идею создания в г. Череповце
газохимического комплекса.
Планы создания газохимического комплекса имеет компания ЛУКОЙЛ, которая
проводит активную политику развития своего газового подразделения. Базой для этого могут
быть ресурсы этана с разрабатываемых ЛУКОЙЛ'ом газовых месторождений на шельфовых
месторождениях Северного Каспия [368].
Еще более перспективным представляется комплексное использование ценных
компонентов природного газа Ковыктинского газоконденсатного месторождения (Иркутская
область) и Чаядинского месторождения (Республика Саха-Якутия). Уникальность этих
месторождений не только в их запасах, но и в составе газа. В газе этих месторождений
содержится не менее 60% всех запасов гелия на территории России [360]. Гелий – источник
энергии будущего. Он определяет развитие многих ключевых отраслей современного
хозяйства, экономический, интеллектуальный и военный потенциал любой страны, в т.ч.
авиаракетно-космической, электронной, атомной промышленности, медицины,
фундаментальных и прикладных наук. В целом гелий может рассматриваться в качестве
стратегического товара. Сейчас в мире сложился относительный баланс производства и
добычи гелия: общемировое производство гелия (порядка 150 млн м
3
в 2004 г.)
удовлетворяет спрос, сосредоточенный в основном в США (60% мирового спроса),
западноевропейских стран (22%), странах АТР (15%). Согласно прогнозам РАН, спрос на
гелий будет расти темпом 4–6% в год, в результате чего к 2030 г. его суммарное потребление
может достигнуть 225–300 млн м
3
. Растущий спрос на гелий в мире предполагается
удовлетворять за счет разработки месторождений газа, содержащего этот элемент, в
частности, при реализации проектов сжижения природного газа, но тем не менее эксперты
оценивают возможный дефицит гелия к 2030 г. в объеме 160–170 млн м
3
. В этой связи
уникальные запасы гелия в газе ряда месторождений Восточной Сибири могут сделать
Россию в перспективе мировым источником гелия.
В России имеется опыт производства, использования и хранения гелия, но он
ограничивается относительно небольшими объемами этого элемента. Производство гелия из
газа месторождений Восточной Сибири и Республики Саха-Якутия и, особенно, хранение
значительных объемов гелия представляет собой сложную и пока еще нерешенную
технологическую проблему.
Не следует забывать также, что помимо гелия в газе упомянутых месторождений
содержится этан, пропан, бутаны, которые естественным образом будут выделяться при
использовании технологического процесса выделения гелия. Выделение этих углеводородов
создаст предпосылки для развития газохимии. Прежде всего, можно будет полностью
ликвидировать дефицит сырья для действующих этиленовых установок в Ангарске и
Саянске, а также иметь возможности и дальше развивать газохимические производства в
этом регионе. По сути дела, именно необходимостью комплексного использования ценных
компонентов природного газа вызвало отсрочку в разработке месторождений, ибо
осуществление такой разработки без полного извлечения и хранения гелия противоречило
бы долгосрочным интересам государства.
6.6.11. Реформа газовой отрасли
Дальнейшее развитие Газпрома и, если более широко смотреть, газового рынка России
требует проведения реформ. По-видимому, отпала необходимость крайних вариантов:
радикального с расчленением Газпрома и выделением из него транспортной системы с тем,
чтобы Газпром наряду с независимыми производителями присутствовал лишь как
производитель газа и его конкуренция с другими производителями приводила бы к
снижению цены на газ; эволюционного – без каких-либо преобразований Газпрома,
442
работающего как целостная система, а с постепенным переходом к рынку газа путем
расширения на нем доли независимых газопроизводителей.
Окончательного ответа на этот вопрос долго не было, имелись лишь компромиссные
решения. Главная идея компромиссного решения – комплексное поэтапное реформирование
газовой отрасли с учетом мнений всех заинтересованных лиц (производителей,
потребителей, государства).
Очевидно, что, по крайней мере, в ближайшее пятилетие регулируемые цены и тарифы
останутся основой системы газоснабжения. Но в рамках регулируемого рынка газа имеется
значительный потенциал повышения эффективности. Для его реализации потребуется
формирование новой нормативной базы. Оптовую цену газа необходимо сопроводить
системой скидок/надбавок, то есть ввести двуставочные тарифы по транспортировке газа,
надбавки за неравномерность потребления, за повышенные требования по надежности
поставок газа. Необходимо также создать механизм поэтапной ликвидации регионального
перекрестного субсидирования по схеме «север–юг».
Пока газ по-прежнему остается самым дешевым видом топлива в стране, и затраты
газовиков едва покрываются даже несмотря на почти 100%-ную оплату потребителями.
Взгляды на различные пути развития газовой отрасли рассмотрены в следующих
работах [369]:
• доклад о структурных преобразованиях в добыче и транспортировке газа,
подготовленный Министерством экономического развития и торговли (МЭРТ);
• проект Концепции развития рынка газа, подготовленный Газпромом;
• проект Концепции реформирования газовой отрасли, подготовленный Союзом
независимых производителей газа (Союзгаз);
• проект Концепции реформирования газовой отрасли и развития рынка газа,
подготовленный Российским союзом промышленников и предпринимателей (РСПП).
Суть проблемы состоит в том, чтобы определить такую модель отделения естественно-
монопольных видов деятельности от потенциально конкурентных, которая обеспечивая
недискриминационный доступ третьих лиц к монопольным услугам, способствовала бы
повышению эффективности и надежности отрасли в целом.
Подходы отличаются методами структурных преобразований газовой отрасли, в т.ч.
жесткими преобразованиями сфер деятельности и даже изменением собственника на
газотранспортные активы, и более мягкими (разъединение финансовой отчетности,
повышение прозрачности финансово-хозяйственной деятельности, поэтапный переход к
эффективному внутреннему рынку газа).
Среди приоритетов дальнейшего развития рынка газа – восстановление конкуренции
между различными видами топлива и выведение цены газа на уровень, при котором
внутренний рынок газа приобретает реальную доходность.
Минэкономразвития РФ предлагает перейти от регулирования цен на газ к
планированию единого тарифа на транспортировку газа, рассчитав при этом истинную
стоимость транспортировки по различным маршрутам. Вариант Минэкономразвития
предполагает выделение системы газоснабжения в единую газотранспортную компанию.
Минэкономразвития полагает, что оценка спроса на газ неотрывна от уровня цен на газ,
поэтому прогнозирование развития газовой промышленности должно исходить из оценки
возможностей потребительского спроса, а не из показателей, отражающих желание
компаний вести добычу при том или ином уровне цен на газ. Для прогнозирования спроса
Минэкономразвития сделало попытку оценить эластичность спроса на газ в зависимости от
цен на газ, однако смогли определить показатели эластичности лишь в тех случаях, когда
изменения цен не превышали 50% [370].
Минэкономразвития предлагает несколько вариантов либерализации цен на газ:
радикальный – одномоментная либерализация цен на газ с сохранением регулирования в
секторе потребления домохозяйств и жилищно-коммунального хозяйства; путь
последовательного (поэтапного) роста цен на газ (соглашаясь с предложениями Газпрома о
443
выборе такой модели либерализации); смешанный – путь посекторной либерализации
газового рынка.
Как путь реформирования газового сектора и постепенного создания газового рынка
предлагается создание двухсекторной модели рынка.
Двухсекторная модель предполагает, что на определенном этапе один сектор будет
функционировать с регулируемыми ценами (для населения, бюджетных организаций,
производителей тепла и электроэнергии), другой – со свободными (для остальных
потребителей). Переход к такой структуре предлагается осуществить в три этапа.
На первом этапе цены, в приемлемом темпе и режиме, будут индексироваться. По мере
роста стоимости газа естественно ожидать, под влиянием рыночных механизмов,
постепенного снижения цен на мазут. Одновременно увеличение стоимости газа
стимулирует конкурентоспособность угля. Таким образом ликвидируются перекосы в
ценовой системе на различные виды топлива и постепенно восстанавливается их
естественный баланс.
На этом же этапе экспортно-ориентированным предприятиям, а также новым
промышленным потребителям, которые только выходят на рынок, газ поставляется по
свободным ценам. По свободным же ценам поставляется и импортный газ, объемы которого,
в основном из Туркмении и Казахстана, будут увеличиваться.
На втором этапе предполагается полный вывод промышленности из регулируемого
сектора, в котором останутся только население и бюджетные организации. Роль государства
на этом этапе будет сведена к регулированию тарифов на транспортировку газа.
На третьем этапе при расширенном присутствии на рынке независимых
производителей газа и возможности выбора поставщиков государственное регулирование
цен сохраняется только для населения (и транспортных тарифов).
На регулируемом секторе Газпром поставляет газ бюджетным организациям по
оптовой цене, регулируемой Федеральной энергетической комиссией (ФЭК). В перспективе
это будет оптовая цена плюс транспортный тариф. Далее через систему Межрегионгаза газ
поступает крупным потребителям, а также в региональные сбытовые газовые организации по
оптовым ценам ФЭК плюс абонентская плата Межрегионгаза. В свою очередь региональные
газовые компании отпускают газ потребителям по оптовой цене ФЭК плюс абонентская
плата Межрегионгаза плюс тариф газовых региональных организаций. Розничные
покупатели приобретают газ по фиксированной цене для населения.
Нерегулируемый сектор имеет в качестве участников Газпром, независимых
производителей и импортный газ, а также конечных потребителей (государственные или
частные компании, готовые приобретать газ по свободным ценам). Торговля осуществляется
на газовой бирже с участием Администратора торговой системы (АТС). Торговля
осуществляется по свободным ценам плюс абонентская плата АТС. Закупки осуществляют
аккредитованные АТС торговые агенты, которые далее продают газ региональным газовым
компаниям, добавляя к цене сбытовую надбавку и тариф газораспределительных
организаций.
В более общем виде этапы проведения реформы газового сектора России представлены
на рис. 25. Многие эксперты полагают, что модель посекторной либерализации газового
рынка несет в себе сильную печать субъективизма.
Хотя подобные планы и существуют, однако представляется, что они вряд ли окажутся
жизнеспособными, поскольку монополия и свободный рынок несовместимы. По-видимому,
со временем из системы Газпрома будет выделена газотранспортная система, будет создан
единый (а не двухсекторный) рынок газа и государство оставит за собой монополию на
экспорт газа. Однако пока Газпром пытается реализовать свою модель реформирования,
считая, что реструктуризация компании разрушит ее вертикально-интегрированную
структуру и подорвет газовый стержень всей экономики. Взамен этого Газпром возлагает
надежду на создание газовой биржи, развитие газового рынка, избавление компании от
непрофильных активов и повышение прозрачности компании.
444
I Этап.
o Создание финансово-экономических условий для стабилизации добычи ОАО «Газпром»
o Увеличение объемов газа, поставляемых на рынок независимыми производителями
o Организуется конкурентный сектор рынка и оптовая биржевая торговля
II Этап.
o Расширение конкурентного рынка, но с сохранением регулируемых цен для части коммерческих
потребителей, населения и организаций, финансируемых из бюджета
o Вводятся единые тарифы на транспортировку газа, регулируемые государством
o Законодательное закрепление функционирования конкурентного рынка газа
III Этап.
o – Сохранение регулируемых цен только для населения
o – Сохранение регулирования тарифов на услуги по транспортировке газа
o – Полностью сформирована рыночная инфраструктура
Рис.25. Этапы проведения реформы газовой отрасли России
6.7. Сырьевая база российского нефтегазового комплекса
Изменения сырьевой базы подчиняется естественным природным закономерностям,
связанным с конечностью невозобновляемых запасов минерального сырья (в нашем случае
нефти и газа).
В настоящее время в сырьевой базе нефтяной отрасли налицо признаки поздней стадии
разработки основных нефтегазовых месторождений. Продолжением «молодости» для
нефтегазоносных провинций может стать открытие нового структурного этажа
нефтегазоносности, а для страны в целом – открытие новых богатых провинций. Однако
достаточно высокая степень геологических исследований говорит о том, что имеющиеся и
потенциальные этажи нефтегазоностности ни в какой степени не сравнимы по
продуктивности с основными юрско-меловыми отложениями. Новые провинции (Тимано-
Печорская, Восточно-Сибирская и Прикаспийская) ни по объему запасов, ни по условиям
добычи не могут фундаментально переломить ситуацию. Месторождения, открытые на
арктическом шельфе, находятся в таких природно-климатических условиях и так слабо
освоены, что издержки добычи будут высокими.
Проблемы, с которыми столкнется российский нефтегазовый комплекс (НГК) в
ближайшей перспективе:
1) дефицит инвестиций, особенно острый в условиях прогрессирующего старения и
высокой изношенности основных фондов, приводящих к некомпенсируемому выбытию
мощностей. Инвестиционный климат пока остается недостаточно благоприятным как
для российских, так и для иностранных инвесторов, однако, несмотря на отсутствие
государственной поддержки, крупные компании все же постепенно увеличивают
капиталовложения в реконструкцию и модернизацию, а также осуществляют новое
строительство. Отсутствие стимулов к инвестированию сохраняет высокими издержки в
НГК и обуславливает слабую восприимчивость к научно-техническому прогрессу;
2) ухудшение процессов воспроизводства минерально-сырьевой базы, вызванное
сокращением объема геолого-разведочных работ на фоне перехода крупнейших
нефтяных и газовых месторождений на поздние стадии естественной динамики.
Негативное воздействие оказывает отсутствие экономических стимулов к наращиванию
ресурсного потенциала разрабатываемых месторождений за счет продления периода их
рентабельной эксплуатации и увеличения нефтеотдачи. Отрицательно сказывается и
несовершенство законодательной базы, допускающей нерациональное использование
выданных лицензий. В частности, нефтедобывающая отрасль столкнулась с такими
проблемами, как: ухудшение качества запасов, неполное выполнение лицензионных и
проектных решений, выборочная отработка залежей, снижение коэффициента
извлечения нефти, наличие большого числа простаивающих скважин, нессответствие
применяемой технологии структуре запасов ухудшенного качества, прогрессивное
вытеснение отечественных технологий западными;
445
3) сложившиеся ценовые диспропорции, порожденные неправильной политикой
ценообразования в предыдущие периоды. Диспропорции сложились как между
взаимозаменяемыми энергоносителями (мазут, природный и попутный газ, уголь), так и
между энергоносителями и другими товарами (например, между ценой дизтоплива и
зерна, природного газа и минеральных удобрений и т.п.).
4) отсутствие дифференцированного подхода при установлении налоговой нагрузки для
вновь введенных месторождений и для старых месторождений с падающей добычей,
нефтегазовых месторождений с особо тяжелыми геолого-экономическими условиями
добычи;
5) недостаточно диверсифицированная институциональная структура НГК и низкая
эффективность государственного регулирования деятельности комплекса.
В мировой практике считается, что объем прироста запасов должен в 2 раза
превосходить объем ежегодной добычи.
В России начиная с 1993 г. включительно ситуация с воспроизводством сырьевой базы
стала ухудшаться: на протяжении ряда лет резко снижались объемы геологоразведочных
работ (ГРР), соответственно, сокращалось количество открытий новых месторождений.
Отметим, что до 1992 г. объемы воспроизводства нефти и газа превышали добычу этих
полезных ископаемых. Практически именно за счет советских вложений в геологию был
создан задел для развития нефтегазового комплекса современной России.
В 2002–2005 гг. наметилась положительная тенденция, которую можно и нужно будет
закрепить: в 2005 г. была достигнута компенсация добычи углеводородного сырья
приростом запасов. Это произошло по трем причинам. Во-первых, был ужесточен контроль
над выполнением условий недропользования со стороны Министерства природных ресурсов
(МПР) России, включая инвентаризацию лицензий и контроль оговоренных в лицензионных
соглашениях объемов поисковых работ за счет собственных средств пользователей недр. Во-
вторых, завершилось разведочное бурение, начатое еще в 2000–2001 гг. за счет отчислений
на воспроизводство минерально-сырьевой базы и оставленное после отмены налога на
воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) в распоряжение компаний. В-третьих,
немаловажную роль сыграли высокие мировые цены на нефть, позволившие компаниям
инвестировать в геологоразведку значительные собственные средства.
Для гарантированной устойчивой компенсации добычи запасами специалисты
министерства предлагают комплекс мер, касающихся как нераспределенного, так и
распределенного фонда недр.
В нераспределенном фонде недр необходимо обеспечить предлицензионную
подготовку новых участков к аукционам с целью оценки нефтегазового ресурсного
потенциала пока еще слабоизученных отдаленных районов страны и новых нефтегазоносных
горизонтов в изученных добывающих районах. Для этого за счет средств федерального
бюджета необходимо провести региональные геофизические работы: бурение
параметрических, поисковых и оценочных скважин. При этом необходимо расширить
практику выдачи лицензий на геологическое изучение недр на условиях риска как за счет
крупных компаний, так и малых и средних предприятий, ввести прозрачную процедуру
бесконкурсного предоставления права пользования недрами для геологического изучения на
условиях риска в случае только одного заявителя.
При такой системе часть затрат федерального бюджета будет ежегодно возвращаться в
виде бонусов от аукционов и конкурсов на право пользования недрами, а часть – за счет
налога на добычу углеводородов новых месторождений.
В распределенном фонде недр необходимо ужесточить контроль за выполнением
условий лицензионных соглашений, ввести в практику безусловный автоматический возврат
государству лицензий в случаях невыполнения условий пользования недрами. Теоретически
это звучит верно, но на практике имеет место неравнозначный подход к недропользователям.
Эксперты считают, что перспективы совершенствования методов разработки
нефтегазовых месторождений заключаются в следующем [370]:
446
• организовать текущий анализ и мониторинг сырьевой базы нефтегазового комплекса;
• проводить обобщение результатов разработки нефтегазовых месторождений;
• осуществлять текущий государственный контроль за эксплуатацией недр;
• сформировать государственные программы, нацеленные на увеличение отдачи недр;
• интенсифицировать разработку и применение инновационных технологий в области
повышения отдачи пластов и рационализации процессов разработки залежей.
Перечисленные проблемы касаются интенсификации работ по воспроизводству
минерально-сырьевой базы и усилению государственного контроля за разработкой
месторождений.
Больным вопросом остается проблема модернизации существующей законодательной
базы. В проекте нового закона «О недрах», внесенного в Государственную Думу РФ для
обсуждения, введены новации, суть которых в следующем [371]:
• сейчас собственность на недра является государственной, а предлагается считать, что
собственность на недра является федеральной; предусматривается полный отказ от
проведения конкурсов и их замена исключительно на аукционный принцип
распределения участков недр;
• предусматривается полностью перейти от лицензионной формы пользования недрами на
гражданско-правовую форму;
• предусматривается перейти от разрешительной формы оборота прав на оборот прав,
ограниченный лишь условиями аукциона;
• по-новому сформулирован пункт о возможности прекращения государством права
пользования недрами;
• вводится четкий перечень случаев, при наступлении которых право пользования недрами
может быть досрочно прекращено в судебном порядке.
Анализ состояния минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса был бы
неполным без более подробного рассмотрения потенциальных ресурсов российского
нефтегазового комплекса.
Недра Западной Сибири. К настоящему времени на долю Западной Сибири
приходится 50% от накопленной добычи нефти и 80% – газа. По итогам 2005 г. доля
Западной Сибири в российской добыче нефти превысила 69%, в добыче газа – 94%. Более
чем 30-летняя история освоения нефти и газа Западной Сибири демонстрирует уникальность
ресурсного потенциала этого региона.
По оценке экспертов Сибирского научно-аналитического центра, Западная Сибирь не
только не исчерпала своих возможностей, но и в достаточно длительной перспективе
останется ядром нефтегазодобывающей промышленности России.
Во-первых, доля Западной Сибири в текущих разведанных запасах углеводородов
России составляет 70% по нефти, более 75% по газу и почти 65% по газовому конденсату.
Во-вторых, оценка перспективных и прогнозных ресурсов Западной Сибири превышает
текущие запасы природного газа почти в 2 раза, жидких углеводородов – в 3,5 раза.
Кроме того, в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах региона
создана мощная производственная и транспортная инфраструктура, обеспечивающая добычу
и поставки нефти и газа потребителям внутри страны и за рубежом.
При наличии огромных ресурсов углеводородов в Западной Сибири имеются и
проблемы. Особенно остро стоит проблема для газовой отрасли Западной Сибири.
Дороговизна ямальской программы, истощение крупнейших месторождений – Медвежьего,
Уренгойского, Ямбургского, выход добычи на более глубокие горизонты с запасами
«жирного» газа, а следовательно, необходимость затрат на доведение его до нормы. Затраты
потребуются также на модернизацию той самой «мощной инфраструктуры», созданной в
основном в 1970–1980-е годы, на новую инфраструктуру для добычи и транспортировки газа
Ямала, на повышение нефте- и газоотдачи пластов действующих месторождений.
Принципиальной проблемой газовой отрасли уже в ближайшие годы станет ситуация с
447
остаточным низконапорным газом вырабатываемых месторождений. При этом в категорию
низконапорного попадает 15–20% извлекаемых запасов природного газа.
По данным специалистов ВНИИГАЗ, структура современных разведанных запасов газа
с точки зрения обоснования, добывающих возможностей представлена следующим образом:
высокоэффективные запасы газа Надым-Пур-Тазовского региона в Западной Сибири –
22,5%, глубокозалегающие горизонты – 16,1%, запасы низконапорного газа – 16,9%, запасы
сероводородсодержащего газа – 8,7%, запасы газа, удаленные от районов с развитой
инфраструктурой более чем на 500 км, – 35,8%.
Недра Восточной Сибири. Суммарные извлекаемые ресурсы нефти и газа Восточной
Сибири и Республики Саха (Якутия) оцениваются в 62,3 млрд т нефтяного эквалента (НЭ), из
которых 55,8 млрд т НЭ относятся к перспективным. Эти ресурсы углеводородов слагаются
из 10,6 млрд т нефти, 0,9 трлн м
3
попутного газа, 41,9 трлн м
3
свободного газа и 2,4 млрд т
конденсата.
Эксперты Сибирского НИИ геологии, геофизики и минерального сырья отмечают ряд
«благоприятных особенностей» распространения углеводородов Восточной Сибири,
важнейшей из которых является концентрация запасов нефти и газа в нескольких очень
крупных месторождениях: Юрубчено-Тахомской зоне, Верхнечонском, Ковыктинском и
Чаяндинском.
Реальная добыча в объеме 15 млн тонн в год ведется пока только в Томской области, и
в дальнейшем планируется ее наращивание. Доказанные запасы нефти здесь составляют 258
млн тонн, дополнительный поисковый потенциал – 200 млн тонн.
Ресурсный потенциал Красноярского края и Эвенкии – 170 млн тонн нефти и 1,4
трлн м
3
газа (доказанные плюс вероятные запасы). Начало добычи нефти планируется на
2006 г., пик в объеме 13 млн тонн в год – начиная с 2010 г.
Республика Саха-Якутия и Иркутская область – наиболее высокозатратные регионы из-
за удаленности и сложности геолого-технологических условий разработки. Но здесь же
сконцентрированы и самые крупные доказанные запасы – 380 млн тонн нефти и 2,5 трлн м
3
газа. Кроме того, дополнительные потенциальные запасы оцениваются более чем в 1 млрд
тонн. В целом по Восточной Сибири потенциальные запасы нефти составляют 2,3 млрд тонн,
доказанные – 431 млн тонн (не включая Томскую область). Уже отмечалось, что газ ряда
восточносибирских месторождений имеет повышенное содержание гелия.
Прогнозные месторождения в Восточной Сибири более древние, чем те, которые
разрабатываются в Западной Сибири. Поэтому придется бурить на глубину не 3–4 км, а 5–7
км. Каковы запасы этих месторождений, пока сказать точно нельзя. По прогнозам они могут
достигать миллиардов тонн нефти и триллионов кубических метров газа [372].
Подводные богатства. Начальные суммарные ресурсы нефти и газа по сегодняшним
оценкам составляют 130–136 млрд т.у.т или около 100 млрд тонн извлекаемых запасов,
распределенных в 16 крупных морских нефтегазоносных провинциях и бассейнах
континентального шельфа и глубоководной зоны. Из них 15,8 млрд т составляют ресурсы
нефти и конденсата, и более 82 трлн м
3
– природного газа. В то же время разведанность
начальных суммарных ресурсов российского шельфа невелика и в большинстве районов не
превышает 9–12%.
Анализ распределения начальных суммарных ресурсов по акваториям показывает, что
их наибольшая доля – около 66,5% – приходится на моря Западной Арктики (Баренцево,
Печорское, Карское). Запасы углеводородов Арктического региона оцениваются в 100 млрд
тут [392]. Следующие в распределении суммарных ресурсов – Охотское, Восточно-
Сибирское, Каспийское и остальные моря.
Освоение этого потенциала способно сыграть заметную стабилизирующую роль в
динамике добычи нефти и газа, смягчая или нивелируя возможный спад ее уровней, который
прогнозируется рядом экспертов за счет истощения континентальных месторождений в
период 2010–2020 гг.
Уже открыты крупные месторождения и имеются солидные перспективные ресурсы.
448
Среди них Печоро-Баренцевоморский регион, Северо-Восточный шельф Сахалина (где на
условиях соглашения о разделе продукции (СРП) уже ведется добыча около 2 млн тонн
нефти в год) и российский сектор Каспия. К этой же группе можно отнести и российский
сектор Балтийского моря, где, несмотря на ограниченные запасы нефти, возможно их
быстрое освоение за счет высокоразвитой инфраструктуры приморских территорий. В
перспективе до 2020 гг. планируется начать освоение газовых и газоконденсатных
месторождений в губах и заливах Карского моря.
Ресурсы Северо-Запада. Еще одним важным компонентом ресурсно-
производственной базы российского ТЭК являются запасы нефти и газа Северо-Западного
региона, а это около 9% от числа всех открытых месторождений углеводородов России. В
целом регион обладает значительным потенциалом для расширения сырьевой базы:
начальные суммарные ресурсы оцениваются в 8 млрд т.у.т, включая 4,7 млрд т нефти и 2,3
трлн м
3
газа. При этом на долю Тимано-Печорской провинции приходится 99% ресурсов
Северо-Запада, а также 94% добычи нефти и 100% добычи газа. Однако степень
выработанности запасов составляет в среднем 76%, а степень разведанности – 44%, поэтому
рассчитывать на существенный рост добычи в регионе в долгосрочной перспективе не
приходится, а развитие региона связано в основном с транспортными проектами (БТС,
Западная Сибирь – Мурманск).
Наиболее подробно ситуацию с добычей нефти в регионе отражает прогноз ВНИГРИ.
Согласно ему, в целом по округу при условии вовлечения в освоение запасов новых
месторождений и благоприятной конъюнктуре предполагается рост добычи нефти в период
2003–2013 гг., стабилизация в период 2014–2019 гг. и существенное падение в период 2020–
2031 гг. и дальнейшее постепенное снижение к 2050 г.
6.8. Экономические механизмы стимулирования развития
нефтегазового комплекса России
Инвестирование. Инвестиции в НГК занимают наибольшую часть инвестиций в
экономику страны (имеются в виду прямые и портфельные инвестиции), а если учесть
суммы амортизационных отчислений, то эта доля еще увеличится.
В составе инвестиций основную часть занимают собственные средства; это лишает
возможности компании НГК распределять риски.
Газпром, как единая компания, имеет возможность использовать преимущества
консолидированного бюджета, аккумулировать собственные финансовые ресурсы и под
гарантии поставок получать заемные средства. Это же положение можно отнести к
вертикально интегрированным нефтяным компаниям.
Для увеличения инвестиционных возможностей компаний НГК целесообразно
осуществлять ускоренную амортизацию основных фондов.
Изменение законодательства в области налогообложения (отмена льгот на НДС и
таможенные пошлины на закупаемое оборудование) привело к ухудшению инвестиционного
климата для компаний НГК, особенно малых предприятий. Даже уменьшение величины
ставки налога на прибыль с 35 до 24% не смогло компенсировать ухудшение условий
реинвестирования прибыли.
Для улучшения условий инвестирования в НГК необходимо совершенствование
действующей лицензионной системы, а именно:
• разрешительное получение права пользования недрами;
• использование общих принципов налогообложения отечественных и зарубежных
инвесторов;
• установление публично-правовых механизмов гарантирования прав инвестора;
• использование системы соглашения о разделе продукции (production-sherring) со
специально установленной для него системой налогов и законодательства, гарантией
сохранения принятых налоговых и прочих обязательств в течение всего срока
449
эксплуатации месторождения («дедушкина оговорка»).
В принципе, должно быть законодательно установлено разрешение залога прав на
пользование недрами, переуступки прав напрямую между субъектами предпринимательской
деятельности под контролем государства. Следует оформить разрешение для инвесторов, не
являющихся недропользователями, но осуществляющих совместную деятельность по добыче
углеводородов с предприятием-недропользователем, реализовывать причитающуюся им по
договору нефть, как продукт собственного производства. Необходимой является процедура
аудита лицензионных участков по международной ресурсной классификации.
Ежегодный спрос на инвестиции для российского НГК оценивается в 13–14 млрд долл.
(минимальный вариант), 22–23 млрд долл. (максимальный вариант) с соответствующим
мультипликативным эффектом.
Снижение издержек. Главным в снижении издержек является внедрение технологий,
обеспечивающих кратное (а не на 5–10%) повышение эффективности производства.
Примерами масштабного снижения издержек могут служить использование горизонтально-
и горизонтально-разветвленного бурения, которое обеспечивает рост дебитов в 2–10 раз;
гидроразрыв пластов, обеспечивающий увеличение дебитов а 2–3 раза; избирательная
индивидуальная закачка воды, результатом которой может оказаться рост дебитов в 1,2 раза.
Кроме прямых мер, таких как внедрение новых технологий, оборудования,
информационных систем, должны быть реализованы и косвенные меры, а именно,
модернизация специализированных машиностроительных заводов и вовлечение предприятий
военно-промышленного комплекса в рамках их конверсии. Актуальным является создание
сервисных центров, что позволяет использовать преимущества специализированных
организаций. Имеется практика разработки целевых программ Минпромэнерго. Можно
сказать, что программы хорошо составлены, но плохо реализуются.
В рамках компаний НГК создаются научные и научно-технические центры (пример
ЛУКОЙЛА, Газпрома), развивается сотрудничество с академическими, отраслевыми,
вузовскими организациями.
Налоговое законодательство. Здесь надо отметить разработку единого пакета
соподчиненных и нормативных актов, обеспечивающих гибкое (стимулирующее)
налогообложение в части эксплуатации истощенных запасов, ввода в эксплуатацию
трудноизвлекаемых запасов, восстановление бездействующих и законсервированных
скважин, повышение нефтеотдачи.
До 1 января 2002 г. существовали следующие нормативные документы, определяющие
налоги за пользование недрами для нефтедобывающих компаний: 1). Федеральный закон «О
ставках отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы» №224 – ФЗ от
30.12.1995. (10 % от стоимости фактически добытых полезных ископаемых);
2). Постановление Правительства «Об утверждении положений о порядке и условиях
взимания платежей за право на пользование недрами акваторий и участков морского дна»
(6–16% от стоимости добытого минерального сырья). Это т.н. роялти.
С 1 января 2002 г. действует ст. 26 Налогового кодекса РФ «Налог на добычу полезных
ископаемых» (НДПИ), согласно которой ставка налога для нефти и газового конденсата
равна 16,5% от стоимости добытого сырья. Но в период с 1.1.2002 г. по 31.12.2004 г. в целях
борьбы с трансфертными ценами действовала поправка: ставка составляет 370 руб./т плюс
коэффициент К
ц
=(Ц – 8)×Р/252, где Ц – средний за налоговый период уровень цены URALS
(долл./барр); Р – среднее значение за этот период курса доллара США. В августе 2004 г.
были приняты поправки в Налоговый кодекс, согласно которым с 1 января 2005 г. по 31
декабря 2006 г. специальная ставка НДПИ установлена в размере 419 руб./т. Это привело к
отбору наиболее эффективных запасов, а истощенные, низкодебитные и прочие
месторождения с осложненными условиями добычи оказались в плачевном положении.
С введением в 2002 г. НДПИ, который заменил роялти, отчисления на воспроизводство
минерально-сырьевой базы (ВМСБ) и акциз на нефть, победили сторонники отказа от
дифференцируемого налогообложения.
450
Попыткам дифференцировать добычу нефти в нашей стране в зависимости от условий
добычи 13 лет. Отметим, что роялти (налог на добычу) в зарубежных странах, как правило,
дифференцирован, о чем было сказано в главе I.
Экономическая эффективность разработки того или иного месторождения (участка
недр) зависит от множества факторов: выработанности запасов (стадия разработки),
сложности геологического строения (глубина залегания), продуктивности пласта, качества
сырья, степени обводненности, географического положения, наличия или отсутствия
транспортной инфраструктуры и др. Специально собранная под эгидой Минпроэнерго РФ
группа экспертов первоначально отобрала 35 факторов, которые так или иначе влияют на
экономику добычи нефти [373]. После проверки на администрируемость, остановились на 8
факторах дифференции [374]: начальная плотность извлекаемых запасов; выработанность
запасов; крупность; глубина залегания пластов; вязкость нефти в пластовых условиях;
расположение месторождения; наличие производственной инфраструктуры; разработка
шельфовых месторождений.
После длительных споров и согласований с министерствами и ведомствами, рабочая
группа экспертов решила разделить реализацию концепции дифференциации ставок НДПИ
на два этапа. Первый этап – учет только трех факторов (выработанность, расположение,
особые условия добычи). Отработка положений первого этапа послужит основой для второго
и, возможно, третьего этапа дифференциации НДПИ.
С 1 января 2007 г. льготы по ставке НДПИ распространятся на месторождения
Восточной Сибири (предусмотрены налоговые каникулы, т.е. обнуление ставки НДПИ до
накопленного объема добычи 25 млн т). Эта льгота будет действовать 10 лет для компаний,
получивших лицензию только на добычу в Восточной Сибири, и 15 лет – для компаний,
которые обладают лицензией и на разведку. Для месторождений с выработанностью более
чем на 80% налог НДПИ будет уплачиваться со скидкой от 0 до 70% от размера ставки.
Предусмотрена нулевая ставка для особых условий добычи (шахтный способ,
некондиционные запасы и т.п.).
Таким образом, сейчас действуют три основных вида налога: НДПИ (с перспективой
дифференцирования), таможенная пошлина, налог на прибыль.
Действуют еще НДС, акцизные сборы применительно к нефтепродуктам и налоги,
касающиеся социальной сферы, которые практически не зависят от цен на нефть.
Ценообразование. Главное – ликвидация сложившихся диспропорций в ценах на
энергоносители (уголь, мазут, природный газ); дифференция цен по регионам, решение
проблемы с ценами на попутный нефтяной газ. В ближайшее время намечается создание
нефтяной биржи (по типу Лондонской, Нью-Йоркской, Сингапурской), системы фьючерсных
контрактов. Именно так может сформироваться равновесная цена, приемлемая как для
поставщиков, так и для потребителей. Планируется также создание государственного
нефтяного резерва (не только для нужд мобилизационного развертывания, но и для
регулирования цен). Необходимым является создание «банка качества» нефти.
Государственное регулирование. Осуществляется через пакет, принадлежащий
государству (через Минимущество РФ). Намечается дальнейшая приватизация
госсобственности – через тендеры, аукционы. В отличие от бывшей командно-
административной системы в настоящее время складывается система, при которой прямые
методы воздействия государства на объекты НГК заменяются использованием косвенных
методов (экономических).
Направления, по которым должна развиваться система государственного
регулирования нефтяного комплекса:
1) системность и динамичность, т.е. необходимо рассматривать всю систему (от разведки и
добычи до сбыта нефтепродуктов и нефтехимии), причем не по состоянию на
сегодняшний день, а в динамике;
2) направленность в будущее – не только ориентироваться на сложившуюся ситуацию и
ограничиваться ее констатацией, но и определять наиболее рациональные направления