нефтедобывающий экспорт отрасль организационный

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]

 

Рисунок 3.1 - Распределение мировых доказанных запасов нефти по типам компаний, %

 

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]

 

 

Таблица 3.1 - Рандирование ведущих частных и государственных нефтегазовых компаний изданием Petroleum Intelligence Weekly в 2007 – 2008 гг.

Ранг		Компания	Страна	Доля государства, %
2008	2007
1	1	Saudi Aramco	Саудовская Аравия	100
2	2	NIOS	Иран	100
3	3	Exxon Mobile	США	0
4	4	PDV	Венесуэла	100
5	5	CNPC	Китай	100
6	6	BP	Великобритания	0
7	7	Royal Dutch Shell	Великобритания/Нидерланды	0
8	8	ConocoPhillips	США	0
9	9	Chevron	США	0
10	10	Total	Франция	0
11	11	Pemex	Мексика	100
12	14	KPC	Кувейт	100
13	12	Sonatrach	Алжир	100
14	13	«Газпром»	Россия	50,0023
15	15	Petrobras	Бразилия	32,2
16	16	«Роснефть»	Россия	75,16
17	18	«ЛУКОЙЛ»	Россия	0
18	17	Petronas	Малайзия	100
19	18	Adnoc	ОАЭ	100
20	21	Eni	Италия	30

 

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. В Саудовской Аравии имеется ещё около 103 млрд. бар. возможных и вероятных запасов. Добыча нефти в 2009 г. составила 9,7 млн. бар. в день (падение на 10% по сравнению с 2008 г. из-за соблюдения квот ОПЕК).

В стране имеется свыше 100 нефтяных и газовых месторождений, но более половины запасов нефти сосредоточено в восьми гигантах, включая Ghawar (с остаточными запасами в 70 млрд. бар.), которое обеспечивает половину нефтедобычи королевства, и Safaniya (самое большое в мире морское месторождение с запасами в 25 – 35 млрд. бар.).[10]

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%.

Месторождения Aramco истощаются на 7 – 8% в год, но по прогнозам, инвестиции в управление пластами должны уменьшить этот спад до 2% в год.[] Саудовской Аравии нужно иметь примерно 700 тыс. бар. в день дополнительной мощности ежегодно просто для того, чтобы компенсировать естественное старение месторождений.

Министерство нефтяной промышленности Саудовской Аравии регулярно заявляет о долгосрочной цели – поддерживать стратегическую свободную мощность в 2 – 2,5 млн. бар. в день, чтобы компенсировать неожиданные сбои в глобальной нефтедобыче. В мае 2006 г. Saudi Aramco обнародовала стратегический план стоимостью в 18 млрд. дол., направленный на то. чтобы увеличить производственные мощности до 12,5 млн. бар. в день к 2009 г. и 15 млн. бар. в день к 2020 г. (если это будет оправдано мировым спросом на нефть).[4]

Но Saudi Aramco становится всё труднее играть роль балансирующего производителя, с которой раньше она блестяще справлялась. Если прежде компания могла расширить добычу, просто вводя в эксплуатацию законсервированные скважины, то теперь ей приходится прибегать к более дорогим методам.

 

Рисунок 3.2 – Логотип компании Saudi Aramco

 

Раньше огромную часть инвестиций в нефтедобычу делали МНК, теперь же некоторую часть приходиться брать на себя национальным компаниям. При этом непубличным компаниям сложнее привлекать денежные средства, чем публичным, так как они не имеют полноценного доступа к рынкам капитала и вынуждены полагаться на самофинансирование.

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.

Ключевые некоммерческие функции ННК:

1)Перераспределение богатства: сбор и распределение ренты через субсидии на топливо и другие выплаты населению.

2)Социальное развитие: создание новых рабочих мест и социальной инфраструктуры, развитие образования.

3)Национальная энергетическая политика: гарантированные поставки топлива народному хозяйству, субсидирование других энергетических проектов.

4)Экономическое развитие: передача технологии, стимулирование индустриализации, создание промышленной инфраструктуры, экономическая диверсификация

5)Регулирование и управление: лицензионная политика, регулятивные функции

6)Внешняя политика: нефтяная дипломатия, создание альянсов

Необходимость перераспределять нефтяное богатство, снабжая население нефтепродуктами по низким ценам, В Иране, например, привела к искусственному повышению потребления топлива, что подорвало прибыльность NIOC. Ирану приходится закупать на мировом ранке нефтепродукты для своих нужд, а иранский дешёвый бензин контрабандой вывозят в соседние страны. Если не решится проблема субсидий, Иран перестанет быть чистым импортёром нефти к 2015 г. [4]

Обязательство ННК по увеличению занятости в стране зачастую приводит к раздуванию штатов. Так, по разным оценкам, в NIOC работает 120 – 180 тыс. человек, в Pemex – 150 тыс. человек. А мировой рекордсмен – CNPC – более 1 млн.

Привлечение ННК для реализации целей внешней политики зачастую противоречит производственным задачам компаний. Так, Aramco всегда была важным внешнеполитическим инструментом Саудовской Аравии, например, в течение долгого времени обеспечивая для страны статус поставщика нефти номер один в США, хотя при определённой ценовой конъюнктуре ей было бы выгоднее перенаправить большую долю экспорта в страны Азии. А Уго Чавес активно использует PDSVA для укрепления своего международного влияния, поставляя нефть по льготным ценам государствам Карибского бассейна в рамках альянса Petrocaribe. Кроме того, у Венесуэлы есть отдельное соглашение с Кубой, по которому ей продаётся около 90 тыс. бар. в день нефти и нефтепродуктов.

В результате этих некоммерческих обязательств эффективность ННК ниже, чем у частных международных компаний. Исследование «Новая роль ННК на мировых энергетических ранках», проводившееся в 2005 – 2007 гг. хьюстонским J. Baker Institute for Public Policy, показывает, что эффективность (оценённая как выручка и количество сотрудников на баррель добычи) тех ННК, которые полностью принадлежат государству и при этом продают нефтепродукты в своей стране по субсидированным ценам, составляет всего 35% от показателя частных компаний, которые не несут таких обязательств. В целом полностью государственные национальные компании демонстрируют 60 – 65% эффективности частных МНК. [] Похожих выводов придерживаются эксперты из Стэнфордского университета штата Техас [4]

Но, при высоких ценах на нефть, социально-политические задачи ННК не так уж негативно сказываются на способности компаний вести свой бизнес. Так, неумение (или нежелание) венесуэльской PDSVA снизить производственные издержки не важны её менеджменту и правительству, если те могут достигнуть своих целей – обеспечить социальное спокойствие и поддержку президента стране, когда цены на нефть растут. А роль этой компании в Венесуэле трудно переоценить: она – крупнейший работодатель, обеспечивающий примерно треть ВВП страны, 50% государственных доходов и 80% экспортной выручки.

Но ещё в 2002 г. У. Чавес обязал PDSVA направлять на социальные нужды минимум десятую часть годовых расходов, а также осуществлять семь социальных миссий (стипендии студентам, услуги в сфере здравоохранения, субсидированная раздача продовольствия бедным гражданам, программы технического образования, поддержки коренного населения, высшего университетского образования для взрослых) [] . Только в 2007 г. Pтратила на социальные цели 14,4 млрд. дол. Наряду с этим компания вынужденно удерживала внутреннюю цену на качественный бензин в 17 центов за галлон [11]

Можно возразить, что и МНК развивают корпоративную социальную ответственность, заботясь о своих сотрудниках и местных сообществах в тех регионах, где они работают. Но они действуют таким образов по приказу свыше.

Итак, государство в нефтяной промышленности – хорошо или плохо? Всё зависит от специфики страны и компании. Нельзя забывать и о том, что государственные компании бывают разные. В StatoilHydro доля государства (65%) выше, чем в нашем «Газпроме». Но норвежская компания – эффективная, открытая, рыночно-орентированная организация, которую никто не воспринимает как орудие энергетического давления на другие страны. [12]

Вот два примера участия государства в нефтяной отрасли из западного полушария – Мексики и Бразилии. Правда, надо учитывать, что нефтяные компании этих стран работают в разных макроэкономических условиях. Бразилия в последние годы входит в число наиболее динамичных экономик мира, а в Мексике темпы экономического роста низки. К тому же бразильская Petrobras, в отличии от многих ННК, главным образом поставляет нефть на внутренний рынок, а не на экспорт (Бразилия занимает десятое место в мире по потреблению энергии). А мексиканская Pemex в основном ориентирована га экспорт нефти в США: в 2004 – 2007 гг. она занимала второе место по поставкам «чёрного золота» северному соседу, а после 2008 г. – третье, после Канады и Саудовской Аравии. И тенденции в нефтяной промышленности этих стран, как видно из таблицы 3.2, полностью противоположные.

 

Таблица 3.2 - Запасы и добыча нефти в Мексике и Бразилии в 1989 – 2009 гг.

Страна	Доказанные запасы, млрд. бар.			Обеспеченность запасами, лет	Добыча, млн. бар. в день
	1989	1999	2009		1999	2009/2008
Мексика	52,0	21,5	11,7	10,8	3,3	2,9(-6,2%)
Бразилия	2,8	8,2	12,9	17,4	1,1	2,0(7,1%)

 

Мексика и Pemex. Объёмы добычи Pemex стали падать ещё задолго до кризиса. в 2009 г. падение шло ежемесячно. Экспортёры прогнозируют, что если компании не удастся переломить эту тенденцию, стране придётся уже через 5 лет импортировать нефть для своих нужд, а её долю на рынке США могут захватить другие поставщики.

Спад нефтедобычи на месторождении Cantarell на мелководье Мексиканского залива (оно обеспечивает 60% нефти страны) – настоящее бедствие компании. Месторождение входит в тройку крупнейших в мире, и ещё в 2004 г. оно давало 2,1 млн. бар. в день, но в мае 2009 г. добыча на нём упала до 700 тыс. бар.[4]

Pemex всегда мало инвестировала в НИОКР и геологоразведку и слабо наращивала ресурсную базу. Её коэффициент замещения запасов в 2003 – 2005 гг. ненамного превышал 20% и лишь в 2009 г. вырос до 72%. [10]

Поскольку компания недостаточно внимания уделяет развитию нефтепереработки, она экспортирует нефтепродуктов намного меньше, чем импортирует (например, в 2008 г. экспорт – 192,0 тыс. бар. в день нефтепродуктов, а импорт – 552,5 тыс. бар.). В стране есть шесть НПЗ мощностью первичной переработки 1,5 млн. бар. в день. В 2004 – 2006 гг. их мощности не увеличивались, и за этот же период Pemex понесла убыток в 8,6 млрд. дол. отчасти из-за продажи субсидированных нефтепродуктов.

Pemex – открытая акционерная компания, на 100% принадлежащая правительству, она обеспечивает порядка 40% доходов государственного бюджета, и её деятельность жестко контролируется правительством.

Standart&Poor’s много лет приравнивала кредитный рейтинг Pemex к рейтингу Мексики, но в феврале 2005 г. ввела между ними различие, объясняя своё решение плохими финансовыми показателями Pemex и низким коэффициентом замещения запасов. Компанию губит отсутствие конкуренции, закрытость страны для иностранных инвестиций в нефтяную промышленность и непосильное налоговое бремя – до 60% выручки в виде налогов и рейялти. Она платит в 4 раза больше налогов, чем средние частные мексиканские компании, в 3 раза, чем другие нефтяные корпорации. Прибыль перечисляется государству, распределяющему средства на социальные проекты, а потом возвращающему компании часть денег, которых ей не хватает для расширения производства. Pemex выживает за счёт заимствования, и её долг составлял в 49 млрд. дол. в 2009 г.

Хотя мексиканское правительство не несёт ответственности по финансовым обязательствам Pemex, её задолженность считается частью национального долга. Pemex не может вынуждаться к банкротству, а решение о ликвидации компании может принять лишь Национальный конгресс.

Шансов на возрождение Pemex из-за половинчатых мер реформы мало, так как всё равно не разрешены иностранная собственность на углеводороды или прямые зарубежные инвестиции в разведку, добычу и транспортировку нефти.

 

Рисунок 3.3 – Логотип компании Pemex

 

Бразилия и Petrobras. Эксперты единодушно полагают, что Petrobras достигла выдающихся успехов благодаря дерегулированию и демонополизации отрасли. [4]

В середине 2000-х годов Petrobras обеспечила стране независимость от импорта нефти, а коэффициент замещения запасов составил 174% в 2006 г. В ближайшее время Бразилия превратится в крупного экспортёра нефти. Petrobras планирует довести свою добычу углеводородов с 2,5 млн. бар. н. э. в день в 2009 г. до 3,9 млн. к 2014 г. и 5,4 млн. бар. н. э. в день к 2020 г.

С самого начала Petrobras уделяла большое внимание НИОКР, используя 1% своих валовых продаж на финансирование новых технологий, по этому показателю она находится на втором месте в мире среди энергетических компаний (после Royal Dutch/Shell).

Поскольку три четверти её нефти добывается на шельфе, на балансе Petrobras самое большой в мире число подводных скважин. Компания вкладывает порядка 300 – 500 млн. дол. в год в НИОКР по морской добыче, и благодаря этому в 2005 г. установила мировой рекорд по глубоководному бурению (наклонная скважина в 6,9 тыс. м).

Компания уделяет большое внимание нефтепереработке и нефтехимии, чтобы Бразилия не превратилась в страну-рантье, просто выкачивающую нефть из земли. Один из высших руководителей Petrobras заявил, что «к 2020 году 96% нефти, добываемой в Бразилии, будет перерабатываться в стране». [10]

Пятилетняя инвестиционная программа Petrobras 2010 – 2014 гг. стоимостью в 224 млрд. дол. – самая крупная в мире. Из них примерно 53% средств пойдёт в upstream, а 33% - в downstream. Компания занимается нефтегазодобычей, но и способствует развитию смежных отраслей обрабатывающей промышленности Бразилии. В частности, реализует проект вместе с государственным банком BNDES по привлечению иностранных судостроительных компаний: переговоры ведутся с Китаем, Южной Кореей и Японией. Один из руководителей Petrobras заяви: «Мы хотим, чтобы Бразилия стала не только экспортёром нефти, но и нефтепромыслового оборудования и услуг».

Государство иногда подталкивает Petrobras к сомнительным по коммерческой эффективности поступкам. Например, Petrobras пришлось потратить 1 млрд. дол., чтобы купить аргентинские активы Devon Energy и приобрести контрольный пакет аргентинской Perez Company, когда страну охватил сильнейший финансовый кризис.

К тому же неясно, как на компании отразится проводимая сейчас в Бразилии энергетическая реформа, состоящая из трех законов и предусматривающая рост государственной доли доходов, получаемых от разработки подсолевого горизонта. Первый закон обусловливает переход от системы концессий к соглашениям о разделе продукции. В рамках второго закона образуется государственная компания, отдельно от Petrobras, которая будет заниматься административным управлением геологоразведочных и добычных лицензий на освоение подсолевого горизонта. Третий направлен на создание «фонда социального развития». И Petrobras сейчас борется за то, чтобы упрочить свою роль в новой системе. [4]

Ещё одна проблема - возможное увеличение государственной собственности в компании. Летом 2010 г. конгресс одобрил план передать Petrobras до 5 млрд. бар. н. э. запасов подсолевого горизонта. Чтобы заплатить за них, компания выпустит новые акции, большую часть которых приобретёт правительство, увеличив тем самым свою долю. Показательно, что объявление этих планов в 2009 г. вызвало панику на Уолл-стрит и на Фондовой бирже Сан-Паоло, обрушив котировки акций Petrobras – её кпитализация упала на 7 млрд. дол. за один день. Инвесторов беспокоит раздвоение акций и возможное усиление государственного вмешательства в дела Petrobras. Эксперты опасаются, что правительство будет поддерживать местную промышленность, отдавая предпочтение бразильским производителям оборудования и сервисным компаниям при размещении контрактов на работу в подсолевом горизонте, даже если их соотношение цены и качества окажется хуже, чем у международных.

Итак, Pemex и Petrobras – антиподы. Но в мире ННК есть и другие примеры. Если взять индонезийскую Pertamina, которую сгубили коррупция, тесные связи с режимом Сухарто, неэффективность, высокие издержки и участие в многочисленных непрофильных проектах (в том числе в строительстве гольф- и яхт-клубов).

И полная противоположность ей – малазийская Petronas, динамичная и прибыльная. Избежав стратегических ошибок, допущенных её азиатским собратом, она выросла в ключевого игрока в нефтегазовых морских перевозках, второго крупнейшего экспортёра СПГ в мире, и стремится превратить Малайзию в региональный центр нефтехимии.

 

 

Рисунок 3.4 – Логотип компании Petrobras

 

Таким образом, 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]

 

Таблица 3.4 - Сценарии добычи нефти в России до 2030 г. по нефтегазоносным провинциям, млн. т

Провинция, сценарий	2010	2015	2020	2025	2030
Западносибирская:
оптимистичный	343	346	350	350	350
благоприятный	343	345	348	341	334
умеренный	343	342	341	332	324
инерционный	343	338	334	321	313
Красноярский край:
оптимистичный		8	25	25	25
благоприятный		8	24	25	25
умеренный		7	20	25	25
инерционный		7	18	25	25
Северо-Кавказский:
оптимистичный	6	4	2	2	1
благоприятный	6	4	2	2	1
умеренный	6	4	2	2	1
инерционный	6	4	2	2	1
Лено-Тунгусская:
оптимистичный	10	38	61	78	80
благоприятный	10	35	56	69	70
умеренный	10	35	54	65	64
инерционный	10	33	51	61	61
Волго-Уральская:
оптимистичный	104	97	86	76	69
благоприятный	102	93	81	71	64
умеренный	101	90	78	66	59
инерционный	101	87	74	61	54
Тимано-Печорская:
оптимистичный	30	35	35	35	35
благоприятный	30	35	35	35	35
умеренный	30	35	35	35	35
инерционный	30	35	35	35	35
Северо-Каспийская:
оптимистичный		10	15	15	15
благоприятный		10	15	15	15
умеренный		10	15	15	15
инерционный		10	15	15	15
Охотоморская:
оптимистичный	21	21	21	20	16
благоприятный	21	21	21	20	16
умеренный	21	21	21	20	16
инерционный	21	21	21	20	16

 

Без корректного изменения в политике и практике воспроизводства минерально-сырьевой базы тенденция стагнации или падения добычи в традиционном центре добычи – в Западно-Сибирской провинции (без Красноярского края) – становится неизбежной. Ни конъюнктура внутреннего и внешнего рынков, ни рост цен на нефть и нефтепродукты в силу инерционности системы, несмотря на наличие ресурсной базы, переломить её не смогут. Допускать перехода на эту траекторию нельзя.

В Ванкорско-Сузонском районе, который по геологическому строению входит в Западносибирскую нефтегазоносную провинцию, добыча нефти начнётся после 2010 г. и к 2020 г. достигнет 25 млн. т в год.

В период после 2010 г. будут сформированы Южно-Эвенкийский (Красноярский край) и Непско-Ботуобинский (север Иркутской области и запад Республики Саха (Якутия)) центры добычи нефти в Лено-Тунгусской провинции. По оптимистичному сценарию добыча нефти здесь к 2020 г. достигнет 61 – 64 млн. т в год и к 2030 г. увеличится до 80 млн. т. По умеренному сценарию добыча нефти в 2020 г. составит 54 – 57 млн. т и к 2030 г. достигнет 65 млн. т. В необходимых для этого объёмах выполнена программа лицензирования недр. Теперь задача главных недпрользователей («Газпром», НК «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР» и др.) – быстро и качественно провести на лицензионных участках происково-оценочные и разведочные работы и подготовить прогнозируемые месторождения к разработке. «Газпром нефть», НК « Роснефть» и «ТНК-ВР» также должны ускорить разведку Юробчено-Тохомского и Коюмбинского месторождений.

На шельфе острова Сахалин добыча нефти к 2010 г. достигнет 20 – 21 млн. т в год и стабилизируется на этом уровне.[1]

В Волго-Уральской провинции на Северном Кавказе добыча нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном и инерционном вариантах снижение добычи в этом регионе будет более интенсивным.

В европейской части России по всем сценариям добыча нефти к 2010 г. достигнет 140 млн. т в 2020 г. – 150 млн. т в год, снизившись в 2030 г. до 135 млн. т. При этом добыча нефти в Тимано-Печорской и Северо-Каспийской провинциях до 2020 г. будет возрастать, а затем стабилизируется.

Обеспечение намечаемых уровней и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на неуклонном расширении географии добычи нефти в РФ, создании новых крупных добывающих в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на шельфах арктических, тихоокеанских и южных морей России, на научно-Техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения и воздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других прогрессивных технологий добычи. Эти меры позволят сделать экономически оправданны использование трудно извлекаемых запасов нефти, оптимизировать организационно-тезнологическую структуру отрасли.

Исходя из современного и прогнозируемого уровня и качества сырьевой базы отрасли, необходимы:

· значительная интенсификация геологоразведочных работ, которые обеспечат прирост добычи нефти из неоткрытых на дату составления «Стратегии-2020» месторождений. Государственная программа лицензирования недр и соглашения к лицензиям на право недропользования должны, с учётом вероятных рисков, обеспечить безусловное достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровней геологоразведочных работ и инвестиций в них. Совершенствование закона РФ «О недрах, налогового законодательства, подзаконных актов и административных решений будут обеспечивать заинтересованность недпропользователей в проведении неолгоразведочных работ;

· резкое повышение уровня т объёмов работ по научному сопровождению всех этапов геологоразведочных работ, проектирования разведки и разработки месторождений;

· создание системы мониторинга и научного сопровождения на федеральном и региональном уровнях системы и процесса недропользования;

· повышение коэффициентов нефтеотдачи в целях увеличения доли извлечения и уровней текущей добычи на разрабатываемых, проектируемых к разработке и прогнозируемых к открытию месторождениях;

· совершенствование системы подготовки инженерно-технического