Проблем в нефтяной промышленности, к сожалению очень много, но всё равно они требуют рассмотрения и решения. Все проблемы можно поделить на три группы: экономические, социальные, экологические.
К экономическим проблемам относятся: несостояние нефтяной промышленности самостоятельно обеспечивать достаточное для удовлетворения потребностей страны количество нефтепродуктов, истощённость месторождений, недостаточное финансирование промышленности, зависимость от поставщиков нефти, низкая конкурентоспособность продуктов нефтяной промышленности Украины на мировом рынке и многое другое. Для решения многих из этих проблем необходимо приложить все усилия для увеличения продукции украинской нефтяной промышленности, сделать это можно в первую очередь за счёт доскональной георазведки недр Украины. Задачи этой программы должны включать:
Выявление важнейших особенностей геологического строения недр Украины, основных закономерностей размещения залежей нефти, прогнозную оценку ресурсов и выделение на этой основе перспективных зон, районов и комплексов для поисков месторождений нефти;
Изучение нефтегазоносности глубокозалегающих комплексов (в связи с ростом освоенности недр до глубин 5-6 км), исследование зон нефтегазонакопления, изучение истории геологического развития и выявление зон распространения высокопродуктивных коллекторов;
Обеспечение сейсморазведочных работ геологической и геофизической информацией для обработки и более достоверной интеграции материалов;
Обоснование и разработку предложений по дальнейшему развитию поисковых работ
В условиях спада добычи нефти и, как результат, снижения коэффициента нефтеотдачи залежей, особое значение приобретают проблемы максимального использования существующих запасов. Благодаря усилиям нефтяной науки и накопленному опыту нефтяная промышленность Украины может применять новые технологии повышения нефтеотдачи. Высокая технологическая эффективность извлечения нефти в результате применения тепловых методов для значительного повышения нефтеотдачи залежей со сложным геологическим строением, содержащих нефть малой вязкости.
В связи с импортом нефти появляются социальные проблемы : повышение цен на топливо, что приводит к увеличению цен на проезд в общественном транспорте, цен на продукты питания, коммунальные услуги. Вобщем отмечается тенденция роста цен в стране, связано это с повышением цены на нефть на мировом рынке. А поскольку экономика Украины зависит от привозной нефти, то можно утверждать, что цены в стране практически на всё находятся в прямой зависимости от мировой цены на нефть. С каждым годом материальное положение простого украинца ухудшается, цены растут, а заработные платы нет, среднего класса почти не осталось - есть либо нищие, либо богатые. Для решения этой проблемы достаточно решить экономические вышеприведённые проблемы. Тогда уменьшится зависимость Украины от стран-импортёров, понизятся цены на нефтепродукты.
Третьей группой проблем являются проблемы экологические. Многие организации проводят множество акций, обращая наше внимание на глобальные масштабы загрязнения окружающей среды продуктами нефтяной промышленности. В качестве примера приводится вырезка из статьи, опубликованной на экологическом сайте в интернете:
« 4.1.4. Эксплуатации месторождений
Из чего-то нового, необходимо упомянуть такую характерную особенность нефтедобычи, как сжигание в факелах попутных газов. Это ценное сырье для химической переработки, топливо, агент для повышения нефтеотдачи (при закачке его под высоким давлением в пласты) сгорает в огромных количествах, загрязняя атмосферу. Причина заключается в отсутствии стимулов, прежде всего экономических, для освоения современных технологий и более эффективного использования добываемого сырья. Однако, несмотря на ее зрелищность, в целом эта проблема носит достаточно локальный характер.
По мере старения оборудования, повышается вероятность утечек нефти, особенно на внутри и межпромысловых трубопроводах. Добывающие компании, которым они принадлежит, не заинтересованы в обнародовании таких фактов и располагают всеми возможностями для их сокрытия. Такие аварии получают огласку в основном в случаях особо сильного загрязнения, как правило, связанных с попаданием нефти в поверхностные воды, когда не замечать проблемы становится просто сложно.
Среди проблем, которые характерны для этого этапа - ликвидация выработанных скважин (если их просто бросить, то остаточное выделение нефти может вести к загрязнению как земной поверхности, так и грунтов и грунтовых вод), уборка помоек и брошенного оборудования, ликвидация разливов нефти, рекультивация земель, приведение экосистем в сколь-нибудь приближенное к исходному состоянию.
После того, как нефть добыта, ее необходимо доставить до потребителей. Для этого, прежде всего, используется система трубопроводов, способная наиболее эффективно транспортировать столь огромные объемы.
При строительстве новых магистральных трубопроводов могут возникать проблемы, связанные с выбором их трассы. Опять-таки экономические интересы сделать ее максимально удобной и короткой входят в противоречие с недопустимостью прокладки трубы по особо ценным в природном, историческом или культурном плане территориям. Серьезной, хотя и технически вполне разрешимой проблемой является экологическая безопасность используемой трассы. Дело снова упирается в дополнительные расходы.
После того как трубопровод создан, экологической проблемой, связанной с его работой, являются утечки нефти, размеры которых по официальным данным могут достигать нескольких сотен тонн. В основном они привлекают значительное общественное внимание, когда в результате происходит серьезное загрязнение поверхностных вод. Это случается практически каждый год. Значительная часть российских трубопроводов создана более 20 лет назад и приближается к завершению проектных сроков своей эксплуатации, после чего риск аварий будет резко нарастать. В то же время, современная диагностика и ремонт, по крайней мере, на определенное время позволяют решить эту проблему. Важнейшим стратегическим направлением снижения такого рода аварийности является выбор места расположения терминала. С одной стороны он должно снижать риск аварий, а с другой - сводить к минимуму тяжесть возможных последствий.»
Я считаю, что статья достаточно полно описывает экологические проблемы, вызываемые нефтяной промышленностью. Решить эти проблемы может более внимательное отношение к соблюдению техники безопасности при транспортировке нефти, а также замена устаревшего оборудования на новое. Необходимо пересмотреть методы утилизации отходов и выработанных месторождений.
Общее количество проблем заставляет задуматься о том, что уже нельзя пускать всё на самотёк, потому что результаты могут пагубно повлиять и на экономику и на повседневную жизнь населения и на экологическое состояние Украины.
На данное время экономическое положение государств определяется следующими важными факторами: внутренние ресурсы страны и степень ее интеграции в мирохозяйственную систему. Рынок стран Европы является одним из важнейших направлений экспорта Российской нефти.
Обострилась конкуренция со странами СНГ. Появились новые игроки на рынке такие как Азербайджан и Казахстан, которые создали альтернативные пути транспортировки нефти на международные рынки. В связи с этим изменятся приоритеты и мощности нефтяных потоков России, идущих в ближайшее и дальнее зарубежье.
Нефтяной комплекс играет важнейшую роль в развитии российской экономики, обеспечивая жизнедеятельность производственного и коммунального секторов страны, и в то же время приносит большую часть экспортных доходов.
Именно поэтому рассмотрение перспектив развития нефтегазового комплекса России на мировом рынке является приоритетной задачей для дальнейшего развития страны, поддержания ее экономической стабильности на мировом рынке и устойчивого положения на лидирующих местах в экспорте и использовании нефтяных ресурсов.
В настоящее время происходит постепенное истощение запасов нефти в мире, что является неравномерным процессом. Согласно доступным данным, нефтяная промышленность США уже вступила в период истощения существующих ресурсов.
Перспективы развития нефтегазового комплекса.
Разработка подготовленных запасов, в том числе на уникальных месторождениях, затрудняется из-за целого ряда проблем: сложных геологоэкономических условий, низких коллекторских свойств, удаленности от инфраструктуры, высоких экологических рисков в отдаленных регионах отсутствия технологий извлечения высоковязких нефтей, нерентабельности ввода в разработку новых участков в современной системе налогообложения.Рис. 1. Динамика средней выработанности активных запасов нефти России в 1971-2011 гг., %
Рис. 2 Динамика средней выработанности трудноизвлекаемых запасов нефти России в 1971-2011 гг., %
Приоритетным направлением политики в сфере развития нефтяной отрасли является создание стимулов для освоения новых крупных месторождений нефти в России и развитие системы транспортировки углеводородов.
Стоит подчеркнуть, что в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли целевые показатели нефтедобывающей отрасли Стратегии развития энергетики пересмотрены в сторону снижения: по данным на ноябрь 2010 года добыча нефти в 2020 году прогнозируется на уровне 96,2% прогноза 2009 года.
По данным Oil News, независимого интернет-издания, добыча нефти в РФ в следующие 20 лет стабилизируется на уровне 2011 г., и поэтому возможности дальнейшего роста российской экономики за счет увеличения нефтедобычи исчерпаны. Об этом заявила глава Минэкономразвития РФ Эльвира Набиуллина.
Генеральная схема развития нефтяной и газовой отраслей.
Для большего поддержания нефтяной и газовой отрасли были созданы в 2008 и 2009 годах генеральные схемы развития нефтяной и газовой отрасли соответственно. Целью данных документов является обеспечение максимизации экономического эффекта функционирования отрасли в долгосрочной перспективе без снижения сегодняшнего уровня ежегодных налоговых поступлений (как уже было сказано ранее).Генсхема определяет перспективные показатели развития отрасли:
- Ø уровень добычи нефти и газа, обеспечивающий максимальный экономический эффект и бюджетные поступления;
- Ø объем нефте- и газопереработки;
- Ø развитие транспортной инфраструктуры, необходимое для обеспечения внутренней и экспортной доставки целевых объемов нефти, нефтепродуктов а так же газа и газового конденсата.
- Ø Целевой профиль добычи нефти наиболее оптимально обеспечивает распределение нагрузки между государством и инвестором, предполагает стабилизацию ежегодной добычи нефти в период до 2020 года на уровне 505 млн. тонн.
- Ø Необходимо определить оптимальный налоговый режим в добыче нефти, обеспечивающий максимальные налоговые поступления и максимальную стоимость отрасли для страны при приемлемой сложности администрирования режима. (Такая работа ведется Минэнерго России с заинтересованными ФОИВ и НК).
- Ø Сохранение объемов нефтепереработки на текущем уровне 230-240 млн. тонн при увеличении глубины переработки до 85% в 2020 году обеспечит максимальный вклад нефтепереработки в экономику страны.
- Ø Выравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты вместе с грамотным управлением дифференциалом между пошлиной на нефть и нефтепродуктами являются ключевыми рычагами для достижения поставленных целей.
Рис. 3. Данные по Генеральной схеме развития нефтяной отрасли.
Так же данный документ предусматривает следующее изменение: Минэнерго и Минфин совместно с Роснедрами подготовили проект стимулирования разработки месторождений труднодобываемой нефти, который предполагает значительные скидки по налогам для нефтяников. Все такие месторождения в зависимости от сложности их эксплуатации предлагается разделить на две группы, которым будут даны разные скидки на НДПИ. Льготы планируется закрепить за месторождениями на семь лет для проектов первой группы и на десять лет для второй. Кроме того, будет создан резерв для ликвидации скважин.
Скидки нефтяники могут получить, только если месторождения сейчас не разрабатываются из-за нерентабельности, а уровень их выработанности на 1 января 2013 года не должен превышать 1%. Предполагается, что освоение проблемных месторождений принесет бюджету к 2015 году до $2 млрд. налогов, а к 2032 году - более $62 млрд.
В сентябре Министерство финансов РФ согласилось замедлить планируемые темпы роста налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), как просили отечественные производители газа. Это означает, что для независимых производителей газа НДПИ будет расти на 17% в год - чуть быстрее, чем регулируемые цены на газ (15% в год). Для «Газпрома» рост ставок составит 12.5% в год.
Рис. 4. Ресурсная база газовой промышленности России.
Из 47,8 трлн. м 3 разведанных запасов 21,0 трлн. м 3 приходятся на Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР), 10,4 трлн. м 3 – полуостров Ямал, 5,9 трлн. м 3 – шельф (в том числе 3,6 трлн. м 3 * – Штокмановское месторож-дение Баренцева моря), 4,6 трлн. м 3 – суша Европейской части РФ, 4,0 трлн. м 3 – Восточная Сибирь и Дальний Восток, 1,9 трлн. м 3 – другие регионы.
При этом ожидаемый объем разведочного бурения в целом по России составит 13140 тыс. м.
Прогноз основных показателей геологоразведочных работ на период 2008-2030 гг. представлен в таблице 4. В зависимости от результатов проводимых работ и уточнения геологической и геофизической информации приведенные показатели могут потребовать корректировки.
Табл. 4. Прогноз показателей геологоразведочных работ на период с 2008-2030 гг. по территории России.
Потребность в новых буровых станках и необходимом для строительства разведочных скважин металле (таблица 5), оценена предварительно и может меняться в зависимости от внедрения новых технологий, уточнения геолого-геофизической информации в процессе проведения разведочных работ.
Табл. 5. Потребность в материально-технических ресурсах для проведения геологоразведочных работ в России
Кроме того, более половины объемов прогнозируемого прироста запасов газа ожидается в районах, характеризующихся полным отсутствием какой-либо инфраструктуры.
Анализ текущего состояния и прогноза развития сырьевой базы газовой промышленности России показывает, что при выполнении приведенного выше объема геологоразведочных работ и создании соответствующей производственной инфраструктуры в новых газодобывающих регионах отрасль в перспективе обеспечит необходимые объемы добычи газа.
Новые газодобывающие регионы
Перспективными стратегическими газодобывающими регионами с точки зрения потенциальных ресурсов и запасов газа являются полуостров Ямал, шельф Баренцева моря, акватория и прилегающая суша Обской и Тазовской губ, а также Восточная Сибирь и Дальний Восток.Месторождения новых регионов (кроме месторождений акватории Обской и Тазовской губ) характеризуются значительной удаленностью от существующей производственной инфраструктуры, включая действующую систему магистральных газопроводов, многокомпонентными составами пластовой смеси, сложными горно-геологическими условиями залегания и низкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов. Для их эффективной эксплуатации в трудных природно-климатических условиях необходимо обеспечить решение ряда сложных научно-технических задач в области строительства скважин, газопромысловых объектов и газопроводов в зоне многолетнемерзлых грунтов и морских месторождений, внедрения обеспечивающих сохранение окружающей среды новых технико-технологических решений. Все это потребует привлечения значительных объемов инвестиций.
Табл. 6. Прогноз добычи газа по регионам России, млрд. м 3
Прогноз развития добычи конденсата
В 2007 году добыча конденсата в России составила 15,1 млн. т, в том числе в Надым-Пур-Тазовском регионе – 9,9 млн. т (65,5 %), в европейской части – 4,9 млн. т (32,5 %), в Томской области – 0,3 млн. т (2 %), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 0,1 млн. т (0,7 %).В перспективе объемы добычи конденсата увеличатся до 26-32 млн. т в 2020 году и до 31-37 млн. т в 2025 году.
Увеличение объемов добычи конденсата связано с вводом в разработку глубокозалегающих конденсатосодержащих залежей новых месторождений.
Таковыми, в частности, являются практически все новые месторождения Надым-Пур-Тазовского региона, где объемы добычи конденсата увеличатся с 10,0 млн. т в 2008 году до 15-18 млн. т в 2020 году и до 18-23 млн. т в 2025 году.
После 2025 года прогнозируется снижение добычи конденсата по России до 30-35 млн. т в 2030 году, в основном, в Надым-Пур-Тазовском регионе по причине наступления периода падающей добычи на газоконденсатных месторождениях.
Значительные объемы добычи конденсата прогнозируются в новых газодобывающих регионах. Предполагается, что на полуострове Ямал объемы добычи конденсата к 2030 году составят 5,3-5,5 млн. т, на шельфе Баренцева моря – 0,7-0,8 млн. т, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 4,8-5,4 млн.т.
Заключение.
В данной работе были рассмотрены перспективы развития нефтегазового комплекса относительно мирового рынка, были подчеркнуты будущие изменения как нефтяного, так и газового комплекса в отдельности. В результате можно сделать вывод, что нефтегазовый комплекс все время будет развиваться и будут находить все новые месторождения углеводородного сырья, все это будет происходить при хороших инвестициях в данную отрасль и развитии новых технологий. Лично мое мнение таково, что нефтегазовый комплекс это единственное то, на чем держится наша экономика, за счет чего мы получаем большие деньги, но дело все в том, что ресурс это хоть и неисчерпаемый, что доказано было учеными, в то же время они заявили, что потребуется немало времени для того, чтобы мы снова смогли использовать данный вид сырья, после его полного изымания из Земли. И исходя из этого, не смотря на то, что перспективы позитивны на счет будущего развития данной отрасли, я считаю, что либо наша страна скоро будет менять тот объект, на котором она основопогагает все будущее развитие страны, либо наша страна будет терпеть кризис, но все это произойдет через большой промежуток времени. Так же хотелось бы сказать на счет новых технологий и инвестиций. Роль их такова, что хорошие инвестиции помогают развивать наши технологии, что и так понятно, которые в свою очередь делают более эффективным добычу и переработку углеводородного сырья, то есть темпы извлечения увеличиваются, что ведет к более скорому «полному обнищанию» Земли, но в течение гонки среди других стран мы должны занимать одно из лидирующих мест. Что же в итоге? Мы лидеры, но наши месторождения все больше становятся нерентабельными, все больше денег уходит на то, чтобы сделать ремонт в скважине. Именно поэтому данная отрасль хоть и имеет какой-то вес на данный момент, через определенный промежуток времени все равно нефть и газ иссякнут и в таком случае нам придется искать новые пути получения энергии, до тех пор, пока нефть снова не возродится.Prospects of the Russian oil industry in the context of turbulence in the world oil market
A. GROMOV, Foundation «Institute for energy and finance»
В статье рассматриваются проблемы долгосрочной устойчивости российской нефтяной отрасли в условиях низких мировых цен на нефть. Подробно анализируются внешние и внутренние вызовы развития российской нефтяной отрасли, включая влияние технологических и финансовых санкций, а также вопросы качественного изменения будущей структуры добычи нефти в России и проблемы, связанные с модернизацией российской нефтепереработки в новых условиях. Сформулированы неотложные задачи, стоящие перед отраслью, и предложены ключевые направления государственной отраслевой политики для их успешного разрешения, в том числе продолжение реформы налогового и таможенно-тарифного регулирования в пользу развития системы гибридного налогообложения где, наряду с НДПИ, будут развиваться рентные формы налогообложения (НДД и НФР).
The article concerns the problems of long-term sustainability of the Russian oil industry in the face of low world oil prices. It includes detailed analysis of external and internal challenges of development of the Russian oil industry, including the impact of technological and financial sanctions, as well as the issues of quality changes in the future structure of oil production in Russia and the problems associated with the modernization of Russian refining under the new conditions. Also the article formulates urgent challenges facing the industry and proposed key areas of public sector policy for a successful resolution, including the continued reform of tax and customs tariff regulation in favor of the development of a hybrid system of taxation where, along with the met, will develop other forms of taxation based on economic results of the oil companies.
Сегодня, когда мировые цены на нефть «тестируют» новый горизонт падения – $30/барр., а мировые инвестиционные банки наперебой уверяют нас в том, что это падение – не игра биржевых спекулянтов в условиях сохранения дисбаланса спроса и предложения нефти на рынке, а начало новой «нормальности» мирового рынка нефти, уместно задаться вопросом: каковы же перспективы российской нефтянки в новых реалиях? Какие вызовы, внешние и внутренние, стоят перед отраслью, и какой вектор развития следует выбрать для обеспечения ее устойчивого и долгосрочного развития?
НЕФТЯНКА: ФОРМУЛА ТЕКУЩЕЙ СТАБИЛЬНОСТИ
Так, растущая добыча в 2015 г. была, во многом, обеспечена за счет масштабных инвестиций, сделанных в отрасль в 2011 – 2014 гг., а основной объем российской нефти по–прежнему добывается на действующем фонде месторождений, средняя себестоимость добычи на которых не превышает $20/барр.
По итогам 2015 г. российская нефтяная отрасль показала отличные результаты. Так, по данным ЦДУ ТЭК, добыча нефти в России выросла до 534 млн т (+1,4% к уровню 2014 г.), а экспорт российской сырой нефти увеличился на 9,5% – до 242 млн т. Казалось бы, российская нефтянка демонстрирует завидную устойчивость в условиях обрушения мировых цен на нефть и действия западных финансовых и технологических санкций. Однако эта устойчивость носит временный характер и обусловлена совокупным действием ряда факторов, связанных с отраслевой спецификой, особенностями государственного регулирования и эффектом от ценового шока на мировом рынке нефти.
Так, растущая добыча в 2015 г. была, во многом, обеспечена за счет масштабных инвестиций, сделанных в отрасль в 2011 – 2014 гг., а основной объем российской нефти по-прежнему добывается на действующем фонде месторождений, средняя себестоимость добычи на которых не превышает $20/барр. (рис.1).
Рис. 1. Себестоимость добычи нефти для различных типов нефтяных компаний, 2014 г.
Источник: расчеты Фонда «Институт энергетики и финансов» по данным Bloomberg
Кроме того, устойчивое положение отрасли поддерживается действующей налоговой системой, которая стимулирует добычу на новых месторождениях (Восточная Сибирь, Дальний Восток) и месторождениях повышенной сложности (добыча вязкой и высоковязкой нефти, добыча нефти на шельфах и пр.) через льготы по НДПИ и таможенной пошлине. Более того, действующая система налоговых изъятий (т.н. «ножницы Кудрина»), которая наполняет бюджет (рис. 2), устроена таким образом, что от высоких цен на нефть выигрывает российский бюджет, но он же больше всех и теряет при их падении, тогда как денежный поток («нет-бэк») нефтяной компании меняется незначительно.
Дополнительным фактором, демпфирующим негативный эффект от снижения мировых цен на нефть, является девальвация рубля. Поскольку основной объем издержек российских нефтяных компаний номинирован в рублях, а поступления от экспорта нефти – в долларах, то на начальном этапе снижения нефтяных цен российские нефтяные компании смогли воспользоваться этим и сгладить негативные последствия снижения мировых цен.
Рис. 2. Распределение доходов с одного барреля нефти
в России
Источник: расчеты Фонда «Институт энергетики и финансов»
Однако все указанные факторы оказывают на отрасль краткосрочное влияние и могут лишь сгладить эффект резкого падения цен на нефть, но не обеспечить долгосрочное устойчивое развитие нефтяной отрасли России.
ВНЕШНИЕ И ВНУТРЕННИЕ ВЫЗОВЫ РАЗВИТИЯ ОТРАСЛИ
Действующая система налоговых изъятий (т.н. «ножницы Кудрина»), которая наполняет бюджет, устроена таким образом, что от высоких цен на нефть выигрывает российский бюджет, но он же больше всех и теряет при их падении, тогда как денежный поток («нет–бэк») нефтяной компании меняется незначительно.
Сегодня российская нефтяная отрасль, несмотря на кажущуюся устойчивость в условиях ценового «шторма» на мировом нефтяном рынке, сталкивается с насущной необходимостью поиска ответа на возрастающие внешние и внутренние вызовы своему развитию.
Среди внешних вызовов отрасли, кроме очевидной проблемы труднопредсказуемой динамики мировых цен на нефть, следует отметить рост конкуренции на традиционных для России внешних рынках, риски долгосрочного сохранения дискриминационных, нерыночных ограничений (санкций) западных стран на доступ российских нефтегазовых компаний к инновационным технологиям и рынку заемных средств, а также нарушение международной координации и кооперации в нефтяной отрасли (запрет на инвестиции и участие в ряде отраслевых совместных проектов).
Другими словами, на фоне негативной динамики мировых цен на нефть и в условиях действующих западных финансовых и технологических санкций, направленных именно на российский нефтяной сектор, в отрасли нарушен привычный инвестиционный механизм (получение кредитов западных банков под новые инвестиционные проекты) и ограничены технологические возможности ее развития.
Таким образом, отрасль в своем инвестиционном развитии вынуждена ориентироваться только на собственные средства, объем которых уменьшается со снижением мировой цены на нефть. А низкие мировые цены на нефть, в свою очередь, сокращают возможности государственной поддержки новых проектов, а также создают риски, при условии сохранения низких мировых цен на нефть в среднесрочной перспективе, дополнительного увеличения налоговой нагрузки на отрасль.
Как следствие в российской нефтяной отрасли неизбежны падение инвестиций и пересмотр средне- и долгосрочных планов развития, как на отраслевом уровне, так и на уровне отдельных нефтяных компаний.
Ситуация усугубляется и тем, что российская нефтедобыча вступила в период структурной трансформации, когда выбывающие объемы добычи на действующем фонде месторождений требуется постепенно замещать добычей на новых, как правило, значительно более дорогих проектах.
Проведенный экспертами Фонда «Институт энергетики и финансов» и компании Vygon Consulting анализ показывает, что для поддержания достигнутого в последние годы уровня добычи (525 – 530 млн т) даже в средне-, а уж тем более в долгосрочной перспективе необходима активная разработка трудноизвлекаемых запасов нефти и нефтяных ресурсов Арктического шельфа (рис. 3). А между тем поддержание стабильного уровня добычи нефти в РФ на уровне в 525 млн т - это заявленная цель развития отрасли в Энергетической стратегии России на период до 2035 г., проект которой находится сегодня на рассмотрении Правительства России.
Кроме того, необходимы значительные инвестиции в геологоразведочные работы (ГРР) для обеспечения адекватного прироста запасов «черного золота». По нашим оценкам, более половины от планируемых объемов добычи нефти до 2035 г. приходится на запасы, которые еще нужно перевести в категории ABC1 в ходе ГРР.
Рис. 3. Изменение структуры добычи нефти (без газового конденсата) в России в 2020 и 2035 гг.
Источники: расчеты Фонда «Институт энергетики и финансов» и Vygon Consulting
Примечание
Минимальный сценарий добычи нефти предполагает разработку действующего фонда месторождений в условиях ограниченности инвестиционных ресурсов, сохранения низких мировых цен на нефть (менее $50/барр. на всем горизонте планирования) и действия отраслевых санкций.
Умеренно-благоприятный сценарий добычи предполагает возможность поддержания относительно стабильной добычи нефти при условии благоприятной ценовой конъюнктуры на мировом рынке нефти, отмены санкций и оптимизации налоговой нагрузки на отрасль.
Также нельзя не отметить, что меняется не только география российской нефтедобычи, но и характер разрабатываемых месторождений. Так, если сегодня 70% нефти добывается на уникальных и крупных месторождениях уровня Самотлорского, Уренгойского, Ромашкинского, Ванкорского и пр., то уже в среднесрочной перспективе основной прирост добычи будут обеспечивать мелкие месторождения нефти с объемами начальных извлекаемых запасов менее 15 млн т нефти. А это, в свою очередь, потребует принципиально иного подхода к их освоению, кардинально отличающегося от традиционной практики работы с месторождениями-гигантами.
Таким образом, ключевым внутренним вызовом развития российской нефтяной отрасли является ожидаемое качественное изменение структуры нефтедобычи в пользу значительно более дорогих проектов, развивать которые в условиях текущей конъюнктуры мировых цен на нефть и дефицита источников инвестиций будет очень сложно.
Еще одним внутренним вызовом развитию отрасли является проблема нефтепереработки, точнее – улучшение ее качественных характеристик.
Всего за период с 2000 по 2014 гг. объем первичной нефтепереработки вырос на 65% (рис. 4). При этом доля экспорта в поставках нефтепродуктов увеличилась с 38% в 2000 г. до 61% в 2014 г.
Рис. 4. Переработка нефти, направление нефтепродуктов на
внутренний рынок и экспорт в России в 2000–2014 гг., млн т в год
Источники: Минэнерго России, VYGON Consulting, 2015
Рост объемов переработки в указанный период, в основном, обеспечивался за счет роста первичной переработки нефти практически без направления продуктов первичной переработки на углубляющие и облагораживающие процессы.
Ситуация начала меняться в 2015 г., когда объемы первичной нефтепереработки впервые за последние годы продемонстрировали снижение (-2,3% к уровню 2014 г., или 282 млн т), однако пока сложно оценить, является ли это снижение результатом начала структурной трансформации отрасли или простого наращивания экспорта сырой нефти в ущерб ее переработке внутри страны.
Отметим, что российская нефтепереработка характеризуется низким уровнем использования вторичных процессов. Так, суммарная загрузка вторичных процессов в 2015 г. составила 57% от первичной переработки, в то время как в странах Западной Европы этот показатель превышает 100%, а в США – 165%. Это приводит к тому, что глубина нефтепереработки практически не растет, несмотря на увеличение объемных показателей переработки нефти.
Ситуацию были призваны переломить т.н. четырехсторонние соглашения, заключенные в 2011 г. между нефтяными компаниями, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом, которые оформили своего рода «дорожную карту» модернизации российской нефтепереработки с целью улучшения ее качественных характеристик. Однако процесс модернизации затянулся, и в новых неблагоприятных ценовых условиях дальнейшее соблюдение ее сроков маловероятно. Кроме того, разработанные нефтяными компаниями планы модернизации сделали ставку на развитие гидрокрекинга и стимулирование экспортно-ориентированного производства дизтоплива, тогда как развитие каталитического крекинга и соответствующее развитие производства автомобильных бензинов получило не такое широкое распространение. В результате к концу модернизации российской нефтепереработки мы рискуем получить значительные избыточные мощности по производству дизельного топлива, которое гораздо менее востребовано в России, чем автомобильный бензин.
Попытки расширения экспорта дизельного топлива из России уже в среднесрочной перспективе могут натолкнуться на избыточные мощности НПЗ в Европе и растущую конкуренцию за европейский рынок со стороны дизельного топлива, производимого на Ближнем Востоке и в США. Конкурировать в таких условиях на европейском рынке российские компании смогут только за счет еще большего таможенного субсидирования экспорта светлых нефтепродуктов, что, наряду с «дизелизацией» нефтепереработки, является еще одним структурным вызовом для российской нефтянки.
ОТ ЭКСТЕНСИВНОГО К ИНТЕНСИВНОМУ ПУТИ РАЗВИТИЯ
Среди внешних вызовов отрасли, кроме очевидной проблемы труднопредсказуемой динамики мировых цен на нефть, следует отметить рост конкуренции на традиционных для России внешних рынках, риски долгосрочного сохранения дискриминационных, нерыночных ограничений (санкций) западных стран на доступ российских нефтегазовых компаний к инновационным технологиям
и рынку заемных средств,
а также нарушение международной координации и кооперации
в нефтяной отрасли (запрет на инвестиции и участие в ряде отраслевых совместных проектов).
Для успешного преодоления стоящих перед российской нефтянкой внешних и внутренних вызовов в отрасли необходимо совершить переход от экстенсивного к интенсивному пути развития, что должно позволить ей остаться опорой для развития экономики России на основе построения адекватной институциональной среды и инновационного развития отрасли.
Для совершения этого перехода нефтяной отрасли необходимо решить целый ряд неотложных и масштабных задач.
Среди таких задач следует особо выделить:
Достижение опережающего прироста запасов жидких углеводородов, включая осуществление широкомасштабных ГРР в неосвоенных и малоосвоенных регионах;
Переход к массовой разработке средних, мелких и мельчайших месторождений нефти в условиях падения значения крупных и уникальных месторождений;
Значительное повышение КИН на действующих месторождениях;
Значительное увеличение глубины нефтепереработки и выхода светлых нефтепродуктов с учетом особенностей российской экономики (акцент на производстве высококачественных бензинов без излишней «дизелизации» отрасли);
Осуществление ускоренного импортозамещения через разработку и внедрение отечественных инновационных технологий и оборудования, в том числе для создания мультипликативного эффекта в смежных отраслях промышленности и сферы услуг.
Решение этих задач требует, в свою очередь, преодоления сложившихся институциональных барьеров и разработки мер государственной энергетической политики, направленной на построение целостной и внутренне сбалансированной системы государственного регулирования нефтяной отрасли, адекватной новым вызовам.
И одним из ключевых направлений государственной политики в отрасли должно стать продолжение реформы налогового и таможенно-тарифного регулирования с целью постепенного ухода от устаревшей системы валового налогообложения добываемой нефти через НДПИ, которая не в полной мере учитывает экономическую эффективность компаний-недропользователей, в пользу развития системы гибридного надогообложения, где, наряду с НДПИ будут развиваться рентные формы налогообложения (НДД и НФР). Представляется, что именно гибридное налогообложение отрасли может способствовать наиболее полному раскрытию ее потенциала через стимулирование постоянного повышения эффективности работы недропользователей.
Кроме того, важнейшим фактором долгосрочной устойчивости российской нефтянки к любым штормам на мировом нефтяном рынке будет последовательная перестройка российской экономики и бюджета, ориентированная на уход от чрезмерной зависимости от углеводородов. Только в этом случае российская нефтяная отрасль будет гарантирована от внезапных изменений условий регулирования, и над ней не будет висеть ставший уже традиционным «дамоклов меч» увеличения налоговой нагрузки для пополнения доходной части российского бюджета.
Развитие и размещение нефтяной промышленности
РФ обладает огромными ресурсами нефти. Главные нефтяные районы - Западная Сибирь, Волго-Уральский, Северный Кавказ, Европейский Север. Особенно перспективными являются континентальные шельфы на европейском Севере и Дальне Востоке.
Главный район добычи - Западная Сибирь - 2/3 добычи нефти. Основные месторождения: Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское и др., здесь формируется крупнейший в РФ программно-целевой ТПК на базе уникальных запасов нефти и газа.
В Волго-Уральском районе наиболее значительные ресурсы нефти в Татарстане, Башкорстане.
Европейский Север - республика Коми.
Северный Кавказ - в Чечне и Дагестане.
Около 2/3 нефти добывается наиболее эффективным фонтанным способом.
К настоящему времени разведанность европейских регионов и Западной Сибири достигает 65-70%, Восточной Сибири и Дальнего Востока только на 6-8%, шельфы морей на 1%. Но именно на эти труднодоступные регионы приходится 46% перспективных и 50% прогнозируемых запасов. 11 Региональная экономика: Учебное пособие / под ред. Т.Г. Морозовой, - М: ЮНИТИ, 1995, с. 74.
Развитие и размещение газовой промышленности
Газовая промышленность самая молодая отрасль в ТЭК. Она же является и наиболее эффективной. Основные месторождения расположены в Западной Сибири, где выделяются три крупные газоносные области: Тазовско-Пурнейская (месторождение: Уренгойское, Ямбургское, Тазовское, Медвежье); Березовская (Пахромское, Игримское, Пунгинское); Васюганская (Лучепецкое, Усть-Сильгинское). В Волго-Уральской провинции ресурсы газа имеются в Оренбургской, Саратовской, Астраханской областях, Татарстан и Башкортостан. В Тимано-Печерской - месторождение Вуктыльское в Республике Коми. На базе газовых ресурсов формируются ТПК в Западной Сибири, Тимано-Печерской провинции, Оренбургской и Астраханской областях. Эффективность газа высока по сравнению с другими топливами. А строительство газопроводов, даже на дальние расстояния, окупаются быстрее.
Факторы определяющие размещение нефтегазовой промышленности - количественное и территориальное расположение запасов; качественный состав; условия транспортировки; объем и структура потребления нефтепродуктов; затраты на добычу и переработку; уровень развития техники по добыче и переработке 22 Там же, с. 75..
Факторы и особенности размещения электроэнергетики. Проблемы и перспективы ее развития
В электроэнергетике России в 1995 году работало 750 тыс. человек или 4,7 % от общей численности занятых в промышленности (1970г. - 1,8, 1980 - 2,1 %). Это единственная отрасль промышленности численность работающих в которой непрерывно увеличивается, в том числе за последние 5 лет.
Факторы размещения электроэнергетики: размещение потребителей; размещение топливно-энергетических ресурсов; технический прогресс в передаче и производстве электроэнергетики.
Основные принципы развития: создание энергосистем, формирующих единую сеть страны, концентрация производства на базе дешевых топлива и гидроресурсов; комбинированное производство тепла и электроэнергии; учет экологических требований; развитие АЭС в районах с напряженным топливно-энергетическим балансом; комплексное освоение гидроэнергоресурсов.
Существуют электростанции: тепловые, атомные, гидроэлектростанции; не традиционные источники (ветровые, приливные - Кислогубская на Кольском полуострове; геотермальные - Паужская на Камчатке).
Проблемы электроэнергетики: износ основных фондов, недостаточное финансирование, отрицательное отношение к АЭС, экологические проблемы.
Перспективы: создание единой энергосистемы, создание АЭС в европейской части, строительство ТЭС на дешевых углях Канско-Ачинского бассейна, широкое использование нетрадиционных и местных источников топлива, развитие и строительство ТЭС на природном газе. 11 Воронин В.В. Экономическая география РФ в 2 частях, ч. 1, Самара, СГЭА, 1997, с. 179.