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. 8. Выполнение проектных показателей за 1999 г.

Рис.9. Использование добывающего фонда скважин недропользователями

Рис.9. Использование добывающего фонда скважин недропользователями 

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

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

Рис.11. Дебиты скважин по нефти и жидкости

Рис.11. Дебиты скважин по нефти и жидкости

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

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.

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. 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)

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

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)

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

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.19. Динамика цен на нефть на внутреннем рынке России

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

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.

Таблица 1.

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

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

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.)

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

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

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.

  Таблица 2.

 Таблица 2.

 Таблица 2.