Состояние и проблемы развития нефтегазодобывающей отрасли Ханты-Мансийского автономного округа (основные положения)

Главная > Содержание номера #7 > Состояние и проблемы развития нефтегазодобывающей отрасли Ханты-Мансийского автономного округа (основные положения)

Ахпателов Э.А., Волков В.А., Коровин В.А., Потеряев А.Г., Толстолыткин И.П.,Шпильман А.В. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)
Карасев В.И. (Администрация ХМАО)
Сергеева Н.А. (Департамент природных ресурсов по Уральскому региону)

В работе использованы информация, материалы и труды Научно-аналитического центра рационального недропользования, Комитета природных ресурсов, Комитета по нефти, газу и минеральным ресурсам Ханты-Мансийского автономного округа, информация и материалы недропользователей округа.

Авторский коллектив: Алешин С.А., Ахпателов Э.А., Белая Н.И., Борщев В.В., Волков В.А., Волкова Н.И., Дятлова Т.И., Зайцев Г.С., Карасев В.И., Коровин В.А., Краснова Г.Н., Мухарлямова Н.В., Панов В.Ф., Потеряев А.Г., Поповская В.Г., Слепцова Н.В., Сергеева Н.А., Севастьянов А.А, Сутормин С.Е., Судат Л.Г., Судат Н.В., Сулейманова Л.О., Тепляков Е.А., Тимофеева Н.Т., Торопов С.В., Толстолыткин И.П., Шпильман А.В., Шпильман В.И., Шутько С.Ю., Халтурина Р.Н., Южакова В.М.

ВВЕДЕНИЕ

Прогноз нефтедобычи по округу на перспективу до 2015 года выполнен государственным унитарным предприятием Ханты-Мансийского автономного округа “Научно-аналитический центр рационального недропользования” по заданию Правительства Ханты-Мансийского округа.

Целью работы являлось выявление основных тенденций в развитии нефтедобывающей отрасли округа, оценка возможного потенциала для наращивания объемов добычи и прогноз нефтедобычи на перспективу до 2015 года.

Прогноз выполнен на основе результатов анализа состояния разработки месторождений и ресурсной базы нефтедобычи округа; прогноза нефтедобычи на период 2001-2005 гг., представленного нефтегазодобывающими предприятиями округа; Концепции работ по организации геологического изучения недр и восполнения углеводородной ресурсной базы Ханты-Мансийского автономного округа на период 2000-2030 гг.; Проекта основных положений Энергетической стратегии России на период до 2020 года (1-ая редакция Института энергетической стратегии Минтопэнерго России — М. 1999), а также прогноза развития нефтяной промышленности России на обозримую перспективу (до 2010-2020 гг.), выполненные разными группами исследователей.

В работе приводится также оценка влияния экономических факторов и возможные сценарии развития нефтедобычи в условиях изменения цен на нефть на внешнем и внутреннем рынках.

СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ ОКРУГА

Результаты анализа ресурсной базы округа позволяют с достаточной степенью надежности сделать следующие основные выводы (рис.2):

- запасы округа позволяют гарантировать обеспеченность выявленными запасами (АВС₁) стабильной добычи нефти (на уровне 170-200 млн.т в год) на ближайшие 15 лет;

- невыявленные ресурсы округа позволяют обеспечить стабильную добычу нефти на стратегическую перспективу — 50 лет.

Обеспечение указанного уровня добычи нефти на ближайшие 15 лет и на стратегическую перспективу связано с решением ряда проблем развития нефтедобывающей отрасли округа.

Рис.1. Прогноз добычи нефти по ХМАО на перспективу до 2030 года

Состояние и структура ресурсной базы округа

По состоянию на 1.01.2000 г. практически половина (48%) начальных потенциальных извлекаемых ресурсов нефти (выявленных и невыявленных месторождений) переведена в запасы открытых месторождений (рис.2). Из выявленных ресурсов 37% приходится на накопленную добычу, 45% на текущие разведанные запасы категории АВС₁ и 18% на запасы категории С₂.

Рис.2. Структура начальных потенциальных извлекаемых ресурсов нефти ХМАО по группам и категориям запасов

Структура ресурсной базы округа с разделением залежей нефти на классы по величине начальных извлекаемых запасов (рис.3) характеризуется следующим:

гигантские залежи (> 3000 млн.т) практически выявлены;
крупные залежи (30-300 млн.т) выявлены на 45%;
средние залежи (10-30 млн.т) выявлены на 37%;
мелкие залежи (< 10 млн.т) выявлены на 15%.

Рис.3. Структура ресурсной базы (начальных потенциальных ресурсов) ХМАО

Кроме того, за 1999 год перспективные ресурсы округа (ресурсы локальных объектов С₃) уменьшились на 13% в связи с переоценкой локальных объектов и по состоянию на 1.01.2000 г. составляют всего около 6% от начальных потенциальных ресурсов округа, или 13% от извлекаемых ресурсов нефти нераспределенного фонда недр (рис. 4).

Рис.4. Структура извлекаемых ресурсов нефти нераспределенного фонда недр по группам и категориям запасов

Учитывая, что поиск, разведка и подготовка запасов нефти занимает достаточно продолжительное время (8-12 лет), необходимо кратно увеличить объемы работ по выявлению перспективных ресурсов категории С₃ и перевода их в запасы категории С₂ и С₁.

Состояние и структура запасов нефти

Состояние запасов нефти округа вызывает определенную озабоченность. Динамика абсолютных величин извлекаемых запасов нефти по округу крайне негативная (рис.5) — запасы промышленных категорий за 5 лет сократились практически на четверть, несмотря на падение добычи нефти с 230 до 170 млн.т. Причины известны: обвальное сокращение объемов ГРР в 1991-1995 гг., недостаточные темпы их восстановления в 1996-2000 гг. (рис.6); списание извлекаемых запасов ГКЗ РФ (главным образом, за счет снижения КИН), ежегодный прирост запасов не компенсирует добычу нефти; списание при оперативном пересчете за счет разведки.

Рис.5. Динамика текущих выявленных ресурсов нефти ХМАО и годовой добычи за период 1993-1999 гг.

Рис.6. Динамика добычи и прирост запасов нефти за 1986-2000 гг. по ХМАО

Рис. 7. Структура текущих запасов округа на 01.01.2000 г.

Структура запасов нефти округа также ухудшается:

из выявленных гигантских и крупных залежей добыто уже около 50% извлекаемых запасов, а из средних и мелких — только немногим больше 25%;
качество оставшихся в недрах извлекаемых запасов разрабатываемых месторождений ухудшилось по сравнению со временем начала их разработки — запасы разбуренных площадей обводнены, частично разобщены по разрозненным участкам (целикам) и т.д.;

значительная доля (7.9%) относится к запасам с КИН<0.2 и запасам (9.5%) низкопродуктивных залежей (рис.7).

В сложившейся ситуации, чтобы сохранить достигнутый годовой уровень добычи нефти на перспективу (30 лет), необходимо существенно увеличить темпы и качество поиска и разведки недр — это стратегическая задача государства, связанная с обеспеченностью запасами нефти, которая определяет в значительной мере энергетическую и экономическую безопасность страны.

Пути решения:

- сохранить целевое финансирование на воспроизводство минерально-сырьевой базы округа;

- провести переоценку потенциальных и перспективных ресурсов с классификацией их по приоритетности направлений поиска и разведки;

- сконцентрировать поиск и разведку недр на приоритетных районах невыявленных ресурсов округа;

- разработать концепцию и нормативные документы на поисковые лицензии для эффективного привлечения средств нефтяных компаний в поиск и разведку недр округа.

Невовлечение компаниями запасов нефти распределенного фонда недр в сферу хозяйственной деятельности

Более 40% запасов распределенного фонда не вовлечены в разработку, в том числе по состоянию на 01.01.2000 г. из 95 лицензионных участков, не введенных в разработку, компании планируют до 2005 г. ввести только 60 участков, что приводит к консервации выявленных запасов.

Пути решения:

- ввести дифференцированную плату (ренту) за неразбуренные запасы;

- разработать и ввести в действие кадастр запасов (в зависимости от структуры и качества запасов, обустройства и подготовки к разработке);

- ограничить допуск компаний, имеющих обеспеченность запасами выше нормы, к участию в аукционах;

- принять на государственном уровне соответствующие условия в лицензионных соглашениях.

Состояние разработки месторождений

Начиная с 1996 года, состояние разработки характеризуется стабилизацией добычи нефти на уровне 165-170 млн.т, который обеспечивается стабильным ростом отборов жидкости, эксплуатационного бурения, ввода скважин из бездействия, применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока.

В то же время на 01.01.2000 г. состояние разработки месторождений пока еще считается неудовлетворительным.

1. Принижена роль документации:

- из 163 месторождений, находящихся в разработке на 01.01.2000 г., более 100 месторождений разрабатываются со значительными (более 10%) отклонениями от проекта — не выполняются проектные показатели ни по уровню добычи нефти, ни по вводу скважин, ни по действующему фонду скважин (рис.8; рис.9);

- в 135 лицензионных соглашениях записаны обязательства недропользователей по выпуску новых технологических документов — на 01.01.2000 г. обязательства выполнены только по 20 лицензионным участкам;

- 24 месторождения разрабатываются вообще без проекта или с нарушением срока его действия.

2. Недостатки в технологии разработки месторождений:

- несбалансированность закачки воды с отборами жидкости — по состоянию на 01.01.2000 г. с начала разработки отобрано 20 млрд. тонн жидкости, а закачано 27 млрд.м³, в результате накопленная компенсация составляет 126% (рис.10);

- проектирование разработки практически осталось на уровне 50-60 годов — проектная документация во многих случаях не соответствует горно-геологическим условиям залежей, не всегда разрабатывается на основе адресных геолого-гидродинамических моделей;

- исследованиям по изучению флюидов, объектов и процессов разработки уделяется недостаточное внимание;

- нормативно-методические документы устарели и не способствуют рациональному недропользованию: РД 153-39-007-96 “Составление проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений” — М, 1996, исправно повторило устаревшее положение; дополнение к РД на ТЭО СРП практически повторяет содержание названного выше РД.

3. Низкая действенность государственного контроля и управления разработкой.

- административные меры воздействия, предусмотренные законодательством РФ, а также условиями лицензионных соглашений на право пользования недрами, малоэффективны, поскольку имущество принадлежит недропользователям;

- практически отсутствуют экономические механизмы применения санкций за ущерб, нанесенный государству (недровладельцу) в результате нарушения проектных решений и нерационального пользования недрами;

- нормативно-методическое и метрологическое обеспечение, а также контрольно-измерительные системы, используемые до настоящего времени на промыслах, не позволяют осуществлять полноценный и в необходимом объеме контроль за разработкой месторождений;

- государство (недровладелец) практически устранилось от основ разработки месторождений — технического задания на проектирование разработки месторождения и, более того, 1 ноября 1999 года вышло Постановление Правительства РФ “О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях”, которое, по-нашему мнению, не способствует рациональному недропользованию, поскольку вместо площадного подхода предусматривает скважинный, а рентабельность связывает с абсолютным значением дебита скважины, не учитывая при этом производственные затраты и цены на товарную нефть.

Таким образом, иллюстрацией нерешенных вышеперечисленных проблем в области разработки месторождений являются следующие факторы (по состоянию на 01.01.2000 г.):

- продолжается выборочный отбор запасов;

- разбуренность запасов распределенного фонда недр составляет только 60%;

- бездействующий фонд добывающих скважин составляет 24%, нагнетательных скважин — также 24% (рис.12);

- обводненность продукции составляет по округу 83%, при этом в 1999 году добыто 170 млн. тонн нефти, 1017 млн.м³ жидкости и закачано в недра 1117 млн.м³ воды (рис.10,11);

- около 50% добывающего фонда скважин низкодебитные (менее 5 т/сут.), добыча нефти по которым составляет около 10.5% от общей добычи нефти по округу, а доля добытой жидкости из этих скважин составляет около 30% (рис.13);

- не введено в разработку 95 лицензионных участков.

Рис. 8. Выполнение проектных показателей за 1999 г.

Рис.9. Использование добывающего фонда скважин недропользователями

Рис.10. Обводненность продукции и выработанность запасов на 01.01.2000 г.

Рис.11. Дебиты скважин по нефти и жидкости

Рис.12. Распределение действующего добывающего фонда скважин ХМАО по дебитам нефти в декабре 1999 г.

Рис. 13. Распределеение добычи нефти добывающих скважин ХМАО по дебитам нефти в декабре 1999 г.

Пути решения:

- совершенствование и развитие нормативно-методических документов (РД) в области разработки месторождений: провести ревизию действующих РД; определить перечень и разработать программу по доработке действующих и созданию новых РД; выделить необходимые объемы финансирования на совершенствование и развитие РД; определить исполнителей, сроки исполнения и объем финансирования работ по доработке действующих и разработке РД;

- разработать нормативно-правовой и экономический механизм, способствующий соблюдению технологической дисциплины разработки месторождений;

- включить в качестве существенных условий в лицензионные соглашения соблюдение проектных решений по разработке месторождений;

- образовать обязательный резервный фонд по консервации и ликвидации скважин и объектов обустройства месторождений;

- разработать нормативно-правовой и экономический механизмы переуступки (передачи, продаже, лишению) имущественной собственности недропользователя, лишенного лицензии на право пользования недрами;

- разработать нормативно-правовое и методическое обеспечение по оценке ущерба, нанесенного государству в результате нарушения технологии разработки месторождения и/или консервации запасов, а также условий и порядка выплаты государству (недровладельцу) недропользователем этого ущерба.

Налоговая политика

Налоговая политика всегда рассматривалась в качестве действенного инструмента государства по защите интересов страны и отечественных производителей.

Однако существующая в настоящее время система налогообложения для нефтяной промышленности носит явно деструктивный характер (рис.14):

- при низких ценах на нефть налоговая система носит исключительно фискальный характер — налоговое бремя приводит к резкому снижению рентабельности и даже к убыточности нефтедобывающих предприятий, что соответственно влечет за собой сокращение производства, а в некоторых случаях и банкротство малых и средних предприятий;

- при относительно высоких ценах на нефть и их росте после определенного порога, налоговая система способствует росту сверхприбыли нефтяных компаний, выдержавших период депрессии, обусловленный низкими ценами.

Рис. 14. Динамика изменения налогооблажения текущего дохода в зависимости от изменения цены на нефть

Рис. 15. Относительное ранжирование систем налогооблажения в разных странах. Отчисления правительству от прибыли по проекту, %. (Месторождения с запасами в 300 млн. баррелей при цене 20$ США за баррель)

Причины деструктивного характера существующей системы налогообложения для нефтяной промышленности следующие:

- налогом облагается выручка от реализации товарной нефти. Например, в развитых странах, как правило, налогом облагается доход, а не выручка. Среднемировой уровень налогообложения составляет 65-70% от текущего дохода (рис.15), т.е. выручка за минусом производственных затрат. В России сумма налогов, платежей, сборов может составлять более 100% текущего дохода, особенно в период низких цен на продукцию. В странах, где затраты на добычу нефти выше средних, государства реализуют налоговую политику таким образом, чтобы производители были конкурентоспособны. Так, совокупное налоговое бремя к налогооблагаемому доходу нефтяных компаний в Англии (северное море) составляет 30%, в Канаде — 53%, в США, за исключением Аляски — 55%;

- ряд налогов (акциз, налог на имущество) не зависит от уровня цен на нефть на внутреннем и зарубежном рынках, из-за чего при низких уровнях цены на нефть сумма налогов, сборов и платежей может составлять более 100% текущего дохода;

- при налогообложении не учитываются особенности недропользования и существенные различия объектов разработки (рис.16).

Рис.16. Зависимость предельно рентабельных дебитов добывающих скважин от цены на нефть

Пути решения:

- реформировать налоговую систему с тем, чтобы налоги взимать от текущего дохода, а не от реализации продукции;

- исключить “акциз” на нефть, поскольку нефть относится к сырью и не является конечным продуктом;

- дифференцировать виды налогов, сборов и платежей относительно объектов разработки и районов освоения недр;

- создать благоприятные условия для средних и малых независимых компаний.

Производственные издержки. Цены на продукцию

Эффективность, рентабельность, а, следовательно и развитие нефтедобычи, обуславливается в основном тремя факторами: уровнем производственных издержек, ценами на производимую продукцию и налоговой политикой государства.

Производственные издержки

Сейчас большинство добывающих компаний в округе имеет уровень затрат на производство одной тонны нефти (без налогов) в пределах 300-350 руб., в пересчете на баррель это составляет 1.5-1.7 $/bbl. Казалось бы затраты низкие, но, учитывая значительные расстояния от мест добычи до мест реализации, особенно экспортной нефти (рис.17), суммарные издержки на добычу, транспорт и услуги по реализации составляют порядка 5 $/bbl. Это не самые низкие затраты (Иран, Ирак — 0.1 — 1$/bbl), но и не самые высокие (Аляска, Северное море, глубоководные шельфы — 8-10 $/bbl). С этой точки зрения наши добывающие компании вполне конкурентоспособны.

Рис. 17. Динамика удельных затрат на транспорт экспортной нефти (из района Сургута до портов Средиземного моря)

Цены на продукцию

Нефтяной рынок, как никакой другой, подвержен довольно частым и нередко резким колебаниям цен на нефть. За последние 25 лет цены менялись в диапазоне от 9 до более 37 $/bbl (в деньгах дня — MOD). Но резкие минимумы и максимумы, как правило, непродолжительны по времени, обычно не более 1-1.5 лет и не часты. Большую же часть времени мировые цены на нефть колебались в пределах 15-20 $/bbl (рис.18) и обуславливались сезонными, политическими факторами, либо общим состоянием мировой экономики. Если принять среднюю прогнозируемую на 15-20 лет цену нефти в 16-18 $/bbl, то формально российские компании могли бы развиваться и дальше вполне нормально.

Рис.18. Динамика мировых цен на нефть (Brent shot) по данным компании Shell с дополнениями

Как известно, в России цены, даже на свободном рынке, ниже мировых. Сейчас они составляют 63-65% от мировых. Причем динамика этих цен проявляет четкую тенденцию сближения цен внутреннего рынка с мировыми. И еще одно замечание, цены внутреннего рынка (свободного рынка) за все время так называемой рыночной экономики в России не падали столь резко как на мировом (рис.19) и тоже стремились, даже в худшие времена, к постоянному росту. Эта тенденция объективна и ее вряд ли удастся остановить. При этом следует отметить, что при сравнительно низких ценах на отечественное оборудование, материалы и низкую зарплату российского персонала, выравнивание цен внутреннего рынка до уровня мирового может принести сверхприбыли российским нефтяным компаниям. Еще одна особенность российского рынка — так называемые трансфертные цены. Сейчас соотношение цен таково: мировые цены на нефть 30-32 $/bbl или 6120-6530 руб/т, цены (трансфертные), по которым нефтедобывающие предприятия реализуют свою нефть дочерним компаниям холдингов, составляют от 930 до 1450 руб./т. Исключение составляет лишь “Сургутнефтегаз” — 2700 руб./т (рис.20).

Рис.19. Динамика цен на нефть на внутреннем рынке России

Рис.20. Цены производителей (сентябрь, 2000 г. , руб/т, $/т) по данным ИАЦ «Кортес»

Учитывая то обстоятельство, что непосредственно добывающие предприятия сейчас практически не имеют экспортных поставок — это взяли в свои руки холдинги — крупные добывающие компании округа типа ЮганскНГ, “ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь”, реализуют свою продукцию по ценам в 7-4.5 раза ниже мировых и в 4.5-2.8 раза ниже цен независимых сделок (спроса) внутреннего рынка.

Таким образом, ценовая политика крупных вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) не способствует нормальному развитию добывающих предприятий и может служить в некотором роде тормозом в наращивании добычи нефти в округе на ближайшую и дальнейшую перспективы.

Так, например, Юганскнефтегаз — основное подразделение НК “Юкос” — получает за каждую тонну нефти 930 рублей. За вычетом всех затрат и налогов чистая прибыль составляет примерно 132 руб./т (табл.1, рис.21). По данным НК “Юкос” его добывающие компании должны за 2001-2005 гг. добыть около 200 млн.т нефти, в том числе из новых скважин 110 млн.т. Общий объем планируемых капвложений на бурение новых скважин и промысловое обустройство составляет 40.7 млрд.руб. Удельные капвложения на 1 т добычи из новых скважин — 3750 руб. Иными словами, на дополнительную добычу 1 тонны нефти из новых скважин необходимо потратить всю чистую прибыль, получаемую с 28.4 т текущей добычи. Конечно, в такой ситуации добывающая компания даже при высоких ценах на нефть (но не для нее) нормально развиваться за счет собственных средств не может.

Таблица 1.

Рис. 21. Оценка доходности недропользования при различных ценах на нефть (на 15 сентября 2000 года)

Расчеты показывают, что чистая прибыль нефтедобывающих предприятий “Юкоса” за этот период составит порядка 25.6 млрд. рублей от добычи нефти при потребности в 40.7 млрд. рублей капвложений. В то же время, если бы эти предприятия самостоятельно реализовывали свою продукцию по рыночным ценам (30 $/bbl на экспорт и 4000 руб./т на внутреннем рынке), их чистая прибыль составила бы 1829 руб./т, а суммарная чистая прибыль за пятилетку составила бы 355 млрд.руб. При нынешней ценовой политике ВИНК добывающим компаниям необходим приток капитала от материнских компаний-холдингов.

Кроме сказанного, практика использования ВИНК трансфертных цен имеет и ряд других негативных последствий:

- сокращается налогооблагаемая база, а следовательно, и поступление налогов (ВМСБ, роялти, налог на прибыль) в бюджеты всех уровней;

- вследствие сокращения поступлений ставок ВМСБ ставится под угрозу вся стратегия развития ресурсной базы нефтедобычи округа, выполнение территориальной программы ГРР;

- искусственно занижается геолого-экономическая оценка ресурсов и запасов нефти на территории ХМАО, что может вызвать неправильное представление о ценности ресурсов и переориентацию стратегических направлений ГРР в стране со стороны федеральных органов власти;

- занижается рентабельность освоения недр округа.

Пути решения:

- взимать налоги, сборы и платежи в натуральной форме;

- создать реальный рынок (биржи) реализации товарной нефти;

- ограничить доступ к участию в аукционе на передачу недр в пользование;

- лишить каких-либо налоговых льгот;

- увеличить до максимально-допустимого уровня плату за недра;

- уменьшить (свести к минимуму) квоту экспортной нефти.

Инвестиционная политика нефтяных компаний

Инвестиционная политика определяется конъюнктурой рынка (включая уровень цен на нефть), уровнем возможных издержек и налоговой политикой государства.

Качественный анализ инвестиционной политики выполнен на основе прогноза нефтедобычи в округе на период 2001-2005 гг., представленный нефтяными компаниями.

Результаты проведенного анализа следующие:

уровни добычи нефти по округу по прогнозу нефтегазодобывающих предприятий незначительно отличаются от уровней добычи нефти по прогнозу ТКР и ЦКР (согласно прогнозу ЦКР объем добычи нефти планомерно растет со 170 млн.т в 2001 году до 185.2 млн.т в 2005 году);

тенденция к росту уровней добычи нефти обосновывается увеличением объемов эксплуатационного бурения с 5279 тыс. метров в 2000 году до 7700 тыс. метров в 2005 году, при этом разбуренность месторождений распределенного фонда недр планируется увеличить с 64% (по состоянию на 01.01 2000 г.) до 74% в 2005 году;

объем капитальных вложений планируется увеличить с 54360 млн. руб. в 2001 году до 56176 млн. руб. в 2005 году (без учета компаний, не представивших прогноз), в том числе на эксплуатационное бурение — 22061 млн. руб. до 29290 млн. руб.; соответственно растут и объемы капитального строительства.

В то же время представленные нефтяными компаниями “ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь”, “Варьеганнефтегаз”, “Варьеганнефть”, а также некоторыми СП, средними и малыми нефтегазодобывающими предприятиями прогнозы значительно отличаются от прогноза ЦКР: за 2001-2005 гг. данные предприятия планируют добыть нефть в объеме около 230 млн.т (более 22% от объема добычи нефти по округу, что незначительно отличается от прогноза ЦКР) при значительно более низких объемах бурения (на 40% ниже) утвержденных ЦКР.

Из проведенного анализа прогноза нефтедобычи на период 2001-2005 гг. следует, что в целом по округу объем ежегодной добычи нефти планируется стабильным при условии выполнения планируемых объемов: эксплуатационного бурения (за пять лет: 35754 тыс.м по прогнозу недропользователей или 36512 тыс. м — по расчетам ЦКР); капитальных вложений на строительство эксплуатационных скважин, объектов обустройства месторождений и производственной инфраструктуры (за пять лет капвложения недропользователи планируют в объеме 280-300 млрд.руб.). Из 96 лицензионных участков, не разрабатываемых до настоящего времени, недропользователи планируют ввести 46.

Капитальные вложения, инвестируемые в развитие нефтедобычи в округе за период 2001-2005 гг., распределены по нефтяным компаниям следующим образом (рис.22): доля «Сургутнефтегаза» от общих капвложений составляет 30%, ТНК — 23%, НК «Юкос» — 15%, НК «ЛУКойл» — 12%, НК «Славнефть» — 5%, СП — 8%, малые и средние компании — 5%, «Башнефть» и «Сиданко» — по 1%.

Рис. 22. Доля капвложений и добычи нефти нефтяных компаний по ХМАО (по данным прогноза НК на 2001-2005 гг.)

Анализируя удельные капитальные вложения нефтяных компаний на 1 тонну нефти, их динамику за период 2001-2005 гг. (рис.23; рис.24), нефтяные компании можно разделить на следующие три группы:

- активные инвесторы (НК Башнефть, СП, средние и малые предприятия);

- инвесторы (Сургутнефтегаз, ТНК и Славнефть), которые значительную часть прибыли, получаемую в округе от нефтедобычи, направляют на развитие нефтедобывающего производства ХМАО;

- компании (ЛУКойл, Юкос, Сиданко), которые большую долю прибыли, получаемой в округе от нефтедобычи, используют за пределами округа.

Рис. 23. Удельные капитальные вложения на 1 тонну нефти, руб.

Рис. 24. Динамика удельных капвложений по прогнозу компаний до 2005 г.

По предварительным оценкам, чистая прибыль компаний, которая может быть получена от нефтедобычи в округе за 2001-2005 гг. при цене 30 $/bbl на зарубежном рынке и 400 руб. за 1 тонну на внутреннем рынке России, составит около 1500 млрд. руб., из которой только пятую часть компании планируют направить на развитие нефтедобывающей промышленности округа.

По-видимому, на ближайшую перспективу 5-7 лет, инвестиционная политика компаний не изменится — большая часть прибыли будет направлена не на развитие нефтедобывающей промышленности округа, а на создание региональных сетей сбыта (бензоколонок), реконструкцию НПЗ, инвестиции в развитие нефтедобычи других стран, где прибыль обещает быть большей (Каспийский шельф, Ирак и др.).

Кроме общих принципов поведения нефтяных компаний в той или иной ситуации у многих из них существует своя специфика в инвестиционной политике, которую необходимо учитывать при долгосрочном прогнозе.

Например, такие ВИНК, как Юкос, ЛУКойл, обладают достаточно хорошей ресурсной базой в ХМАО, которая гарантирует им более или менее стабильную добычу и стабильный приток капиталов. К интенсивному наращиванию новых запасов и новых лицензионных участков они, судя по всему, сейчас, и возможно в ближайшие годы, не стремятся. Вероятно, их основные интересы сосредоточены либо на иных направлениях (нефтепереработка, рынки сбыта нефтепродуктов), либо в других регионах страны и за ее пределами).

Политика ТНК, насколько можно судить по ее деятельности в последние годы, сосредоточена на другом. Этот холдинг предполагает увеличивать свои добывные мощности как путем приобретения новых лицензионных участков, так и приобретением уже существующих компаний с их разрабатываемыми месторождениями.

“Сургутнефтегаз” ведет другую политику. В ее основе — работа с фондом скважин по поддержанию и увеличению текущих дебитов и активное приобретение новых участков, даже на территориях, удаленных от его баз и инфраструктуры. Похоже, аналогичной политике в последнее время следует и “Славнефть”.

Средние, мелкие независимые компании и СП. Это наиболее динамично развивающийся сектор нефтяной отрасли в округе. Для них характерно стремление к минимизации производственных издержек за счет применения новых современных технологий и техники и весьма активная деятельность по приобретению новых участков на аукционах. Поскольку все они владеют новыми или невыработанными месторождениями, то от них можно ожидать в ближайшее время наибольшей активности по наращиванию добычи.

Конечно, возможные варианты развития нефтяной отрасли не ограничиваются перечисленными сценариями. Реальная обстановка сможет быть обусловлена множеством политических, экономических, социальных факторов, которые сегодня невозможно спрогнозировать.

Пути решения.

- создать благоприятные условия для развития СП, средних и малых нефтяных компаний, включая антимонопольное законодательство по уровню обеспеченности запасами; экономические методы, ограничивающие консервацию запасов; нормативные документы, обеспечивающие равный доступ к объектам подготовки нефти;

- разработать инвестиционные проекты развития производственной инфраструктуры (системы транспортного обеспечения, магистральных нефте-газопроводов, электроснабжения) округа;

- разработать инвестиционные проекты строительства объектов подготовки нефти;

- разработать инвестиционные проекты строительства НПЗ, обеспечивающие, по крайней мере, потребности округа в продуктах переработки нефти.

В развитии нефтяной промышленности ХМАО в последние годы можно отметить ряд существенных достижений: стабилизирована и растет добыча нефти, в 2000 году составившая 180,9 млн.т, в результате проведения геологоразведочных работ подготовлено запасов нефти категорий С1 — 189 млн.т, что превышает годовую добычу.

Несмотря на успехи, в нефтяной отрасли остаются проблемы, требующие технических, административных и правовых решений (таблица 2).

Таблица 2.

Журнал

К заголовку