Нефтяные ресурсы России

Различия связаны  с тем, что значительная часть  мазута поставляется на внутренний рынок, но в дальнейшем идёт на экспорт. Кроме  того, по некоторым маркам мазутов компания сведений не предоставляет.

Основная часть  мазута и дизельного топлива поступает  в дальнее зарубежье для дальнейшей переработки в товарную продукцию  конечного потребления, преимущественно, в моторное топливо.[3]

Экспорт автомобильного топлива бензина (в основном в страны СНГ и Восточной Европы) незначителен – 4,1% в структуре общего экспорта, или 4,7 млн. т.

Экспорт прочих нефтепродуктов (бензин для химической промышленности, прямогонный бензин, керосин, реактивное топливо, лёгкие и средние дистилляты и др.) оценивается в 12.2 млн. т.

Благодаря высокой  цене на нефть на мировых рынках рост её добычи в стране проходил значительно  более быстрыми темпами, чем предполагалось в самых оптимистичных вариантах  «Стратегия-2020». Активно развивалась транспортная инфраструктура: в течение нескольких лет была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок нефти на рынки Северо-Западной Европы; с использованием самых современных технологических решений ведётся строительство нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан»; проведена модернизация участков системы нефтепроводов АК «Транснефть»; реконструкция портов в Новороссийске, Находке и др. Но при этом воспроизводство сырьевой базы не отвечало быстро растущей добыче нефти, неудовлетворительно производились сбор и утилизация попутного нефтяного газа, по-прежнему низкими оставались качество разработки нефти, медленно росли объём и глубина её переработки.[3]

 

Глава 3. Перспективы развития

нефтяного комплекса России

 

3.1 Роль государства  в нефтяной отрасли на примере  зарубежных стран

В последнее  время в нефтяном комплексе резко  усилилась роль государства. Государственная  «Роснефть» при приобретении активов  «ЮКОСА» превратилась в гиганта  с объёмом добычи в 116 млн. т в 2009 г. Государству перешли «Сибнефть», половина «Славнефти».

В глобальной нефтяной промышленности также кардинально  изменился баланс сил между международными нефтяными компаниями (МНК) и национальными  нефтяными компаниями (ННК), которые  стали основными владельцами «чёрного золота» планеты. ННК – это компании из нефтегазодобывающих развивающихся стран (кроме норвежской Statoil). В основном созданы после второй мировой войны, при национализации нефтегазовых активов. Они полностью или частично принадлежат государству и являются монополиями или контролируют большую долю нефтегазового сектора страны. ННК – инструмент государственной политики; они выполняют по поручению правительства социальные и/или политические функции и получают за это дополнительные привилегии.[4]

  

В будущем  роль ННК возрастёт еще больше. Международное энергетическое агентство  прогнозирует, что 90% добычи углеводородов  до 2030 г. будут обеспечивать развивающиеся страны и лишь 10% - государства ОЭСР (с 1971 г. по 2000 г. государства ОЭСР давали 40% мировой добычи нефти, а развивающиеся страны – 60%).

Газета Financial Times назвала самые влиятельные  национальные нефтегазовые компании: Aramco; «Газпром»; CNPC; PDVSA; Petrobras и Petronas. Они контролируют почти треть мировой добычи углеводородов и более трети запасов. [4]

Национальные  нефтяные компании (хотя и не в такой  степени, как международные) сталкиваются с ухудшением ресурсной базы, удорожанием  всех стадий производственного процесса и растущими технологическими сложностями добычи. Типичный пример – Saudi Aramco из Саудовской Аравии. Это самая влиятельная нефтяная компания мира, контролирующая примерно 89% запасов нефти королевства. Нефть обеспечивает 80 – 85% экспортной выручки и 70 – 80% доходов его государственного бюджета. По оценкам ВР, доказанные запасы Саудовской Аравии равнялись 26436 млрд. бар., в конце 2009 г. (19,8% мировых доказанных запасов) и ещё примерно 2,5 млрд. бар. находятся в нейтральной зоне. Страна обеспечена доказанными запасами на 74,6 года.

Добыча в  стране ведётся давно, и многие месторождения  стареют: Abqaiq выработан на 74%, Ghawar –  на 48%, молодое месторождение Shaybah –  всего на 5%, а средний показатель выработанности по Aramco – 23%.

Раньше огромную часть инвестиций в нефтедобычу  делали МНК, теперь же некоторую часть  приходится брать на себя национальным компаниям.

Специфика ННК  состоит в том, что государство  как основной собственник возлагает  на них дополнительные социальные, экономические и политические функции, которые зачастую мешают ННК замещать запасы, расширять добычу и эффективно работать, подрывают возможности привлекать капитал и международную конкурентоспособность. Без необходимости зарабатывать прибыль на капитал и адекватной финансовой прозрачности, ННК часто нерационально используют дефицитные финансовые ресурсы.

Можно выделить общие ключевые факторы успеха национальных нефтяных компаний:

1) Конкуренция  с частными или международными  компаниями.

2) Интернационализация.

3) Выход на  международные рынки капитала.

4) Невмешательство  государства в операционную деятельность  компании.

5) Минимум  непрофильных обязательств.

6) Разумное  налогообложение.

7) Наличие  в стране институтов, способствующих  снижению коррупции.

8) Частичная приватизация.

9) Внедрение  элементов частных корпораций, типа  независимых советов директоров, в государственные ННК.[4]

3.2 Стратегия  развития нефтяного комплекса  России

Цели и задачи развития нефтяного комплекса. Стратегической целью развития комплекса является обеспечение национальной безопасности и обороноспособности страны путем государственного контроля над разработкой стратегически значимых месторождений углеводородов, организации глубокой переработки нефти и газа с извлечением и утилизацией всех ценных компонентов, а также надёжных поставок нефтепродуктов и продуктов нефтехимии на внутренний рынок для удовлетворения потребностей Вооружённых Сил РФ, развития гражданских и военных отраслей экономики.

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

· рациональное использование разведанных запасов  нефти, обеспечение устойчивого  воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей  промышленности;

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

· углубление переработки нефти, комплексное  извлечение и использование всех ценных попутных и растворённых компонентов;

· формирование и развитие новых крупных центров  добычи нефти, в первую очередь, в  Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин  и в перспективе – на шельфах  южных и арктических морей, Берингова  моря, на Западно-Камчатском и Магаданском шельфах Охотского моря;

· развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения  эффективности экспорта нефти и  нефтепродуктов, её диверсификации по направлениям, способам и маршрутам  поставок на внутренние и внешние  рынки; своевременное формирование транспортных систем в новых нефтедобывающих регионах, в первую очередь, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке;

· расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках как в сегменте добычи, так и переработки и  транспортировки – участие в производственных, транспортных, перерабатывающих и сбытовых активах за рубежом;

· усиление государственного регулирования в нефтегазовом комплексе  и совершенствование налогового законодательства в сфере недропользования. Это должно обеспечить резкую активизацию геологоразведочных работ на распределённом и нераспределённом фондах недр, повышение коэффициента извлечения нефти, сбор, утилизацию и переработку попутного нефтяного газа, углубление нефтепереработки и роста качества нефтепродуктов, развитие нефтехимии.[1]

Перспективные уровни добычи нефти в России в  период до 2030 г. будут определяться в основном внутренним и внешним  спросом на жидкое топливо и уровнем  цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, географией, запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами её воспроизводства, налоговыми и лицензионными условиями, научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений.

При различных  сценариях социально-экономического развития России будут достигнуты разные уровни добычи нефти (табл. 12). При формировании сценариев были учтены прогнозируемые Министерством экономического развития и торговли РФ и Институтов энергетических исследований РАН потребности в нефти внутреннего и внешнего рынков, также технологически и экономически оправданные с точки зрения сырьевой базы вариации её добычи в каждом регионе.

Таблица 3.3 –  Прогноз добычи нефти в России до 2030 г., млн. т

Сценарий	2010	2015	2020	2025	2030
Оптимистический	514	559	595	601	591
Благоприятный	512	551	582	578	560
Уверенный	510	544	566	560	540
Инерционный	510	535	550	540	520

При сочетании  благоприятных внутренних и внешних  условий добыча нефти в России в 2010 г. может составить 514 млн. т и  возрасти к 2020 г. до 590 млн. т. Далее добыча нефти достигнет максимума в 2021 – 2025 гг. и несколько снизится к 2030 г. Оптимистичный и благоприятный сценарии могут быть реализованы только при последовательной и грамотной политике государства в области воспроизводства минерально-сырьевой базы и увеличении объёмов геологоразведочных работ (глубокое бурение, геофизика) на распределённом фонде недр в 4 – 5 раз. Увеличение объёмов геологоразведочных работ необходимо во всех регионах, но особенно в Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Охотоморской нефтегазоносных провинциях, а также на шельфах арктических морей.[1]

Во всех сценариях  рост добычи нефти до 2015 – 2017 гг. будет  связан с вводом в разработку месторождений  нефти в Ванкорско-Сузонском районе на северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха (Якутия) (Верхнечонское, Талаканское, Среднеботуобинское, Юрбчено-Тохомское и другие месторождения), в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на шельфе острова Сахалин и в российском секторе Каспийского моря.

Конкретные  объёмы добычи нефти будут зависеть от темпов роста спроса на нефтепродукты  на внутреннем рынке, конъюнктуры мирового рынка нефти, государственной политики, темпов и географии вопроизводства минерально-сырьевой базы, инвестиций в геологоразведку, совершенствования систем добычи, транспортировки и переработки нефти, состояния и объёмов научных исследований, определяющих стратегию, инновационную направленность и эффективность деятельности нефтегазового комплекса. Значительно влияние окажут систему подготовки и переподготовки кадров менеджеров и инженерно-технических работников, организационно-технологические условия деятельности самих нефтяных компаний.

Однако при  любой динамике добычи нефти стратегическими задачами развития отрасли остаются: полное обеспечение внутреннего спроса, включая потребности оборонно-промышленного комплекса страны; выполнение экспортных обязательств по межгосударственным соглашениям; стабильное и планомерное воспроизводство минерально-сырьевой базы в районах с развитой нефтедобывающей промышленностью; опережающий выход с геологоразведкой в новые перспективные районы; постепенное наращивание добычи со стабилизацией достигнутого уровня на максимально длительный срок; учёт интересов последующих поколений россиян.[1]

Добыча нефти  в России будет осуществляться как  в традиционных нефтедобывающих  районах (Западно-Сибирская, Волго-Уральская  и Северо-Кавказская провинции), так  и в новых: на Севере европейской  части (Тимано-Печорская провинция), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (Лено-Тунгусская и Охотоморская провинции), на юге России (российский сектор Каспийского моря – Северо-Каспийская провинция)(табл. 13).

Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый  период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В 2025 – 2026 гг. на второе место по добыче выйдет Лено-Тунгусская провинция.

В Западно-Сибирской  нефтегазоносной провинции (без  Ванкорско-Сузонского района на территории Красноярского края) по оптимистичному сценарию добыча нефти к 2019 – 2020 гг. возрастёт от 343 до 350 млн. т в год и далее будет удерживаться на этом уровне до 2030 г. По благоприятному – добыча нефти до 2024 г. сохранится на уровне 343 – 348 млн. т м далее будет падать до 334 – 336 млн. т к 2030 г. По умеренному и инерционному сценариям сроки стабильной добычи значительно меньше (до 2015 – 2018 гг. – в умеренном и до 2011 – 2012 гг. – в инерционном сценариях), и к 2030 г. добыча нефти упадёт до 324 и 313 млн. т в год соответственно.[1]