6.3. Российская нефтяная промышленность

6.3.1. Историческая справка

Поиск, разведка и разработка нефти в России ведутся уже более 140 лет. Вехи нефтяной промышленности России представлены ниже:

Вехи нефтяной промышленности России

1869 - Открытие первого в мире уникального по запасам нефтяного месторождения

Балаханы-Сабунчи-Романы (Азербайджан). 1893 - открытие Старо-Грозненского месторождения.

1901. - добыча в мире составила 21,24 млн тонн, в т.ч. в России - 11,2 млн тонн.

1902. - первые буровые установки с вышкой в бакинском районе.

1906 - первый в России нефтепровод от г. Баку до г. Батуми протяженностью 833 км. 1910 - открытие И. Губкиным рукавообразной залежи нефти в Майкопском районе. 1918 - национализация нефтяной промышленности России. 1923 - первое использование турбобура при бурении скважин (СССР).

1925 - начало применения поисковых геофизических работ в России (Эмбенский район) 1930 - открытие Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Чибьюское месторождение легкой нефти). 1932 - Открытие Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Ишимбаевская пл.) 1937 - Начало использования горизонтального бурения (месторождение Ярега, Волго- Уральская провинция).

1948 - Открытие крупнейшего в Европейской части России Ромашкинского нефтяного месторождения.

1962 - Открытие первого нефтяного месторождения в Восточной Сибири (Марковское, Иркутская область).

1964. - Первый экспортный нефтепровод в СССР («Дружба»).

1965. - Открытие самого крупного в России нефтяного месторождения Самотлор (Западная

Сибирь).

1977 - Открытие первого месторождения на шельфе Сахалина (Одопту-море). 1988 - Добыча нефти в СССР достигла рекордного в мире уровня 624 млн тонн (Россия - 568,5 млн тонн).

2000 - Открытие на Каспии Хвалынского и Кашганского месторождений.

6.3.2. Объемы добычи и экспорта

Максимум добычи нефти в России был достигнут в 1988 г. 568,5 млн. тонн. После распада СССР и изменения общественного строя в 90-е годы добыча нефти стала резко падать (табл. 6.3).

Таблица 6.3

Годы	1990 г.	1991 г.	1992 г.	1993 г.	1994 г.	1995 г.	1996 г.	1997 г.
Добыча	516,0	452,0	399,2	391,6	317,8	306,8	301,2	305,6

Продолжение таблицы 6.3 Годы	1998 г.	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.
Добыча	303,4	305,1	323,6	348,0	379,7	422,0	459,0	470,0

В чем причины столь драматического, почти обвального, падения добычи нефти в период 1991-1999 гг.? Причины следует искать путем анализа как объективных, так и субъективных факторов.

К объективным факторам можно отнести существенное ухудшение геолого- экономических условий добычи нефти. Вновь открываемые и вводимые месторождения стали меньше по уровню запасов. Таких гигантских месторождений, как Самотлор, открыть пока не удалось. За период с 1985 г. резко снизился показатель продуктивности скважин, как это видно из таблицы 6.4.

Таблица 6.4 Средний дебит нефтяных скважин, т/сутки [333, 338] Годы	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001
Старые скважины	11,3	10,0	8,9	7,9	7,7	7,4	7,3	7,2	7,3	7,4	7,3	8,8
Новые скважины	17,1	14,3	12,0	11,0	10,8	11,0	12,3	18,4	18,9	20,8	21,2	20,0
В среднем	11,6	10,4	9,0	8,0	7,8	7,5	7,4	7,3	7,4	7,5	7,5	9,0

Продуктивность (дебит) многих скважин не превышает 7,5 т/день, что почти на порядок ниже, чем это было в 70-80-е годы. В период 2002-2005 гг. средняя продуктивность одной скважины в России несколько увеличилась и немного превысила Ют/сутки, что все же была меньше, чем в 1990 г.

Новые месторождения открываются в отдаленных труднодоступных районах с суровыми климатическими условиями и при почти полном отсутствии какой бы то ни было инфраструктуры. Многие месторождения открыты на шельфе арктических морей, где условия добычи близки к экстремальным. Многие из действующих месторождений вступили в фазу падающей добычи. На большинстве из них резко увеличился коэффициент обводненности, что приводит к ухудшению условий и возрастанию затрат на добычу. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых месторождениях приходится применять дорогостоящие методы.

Другую группу причин падения добычи нефти можно причислить к негативным последствиям распада СССР. Единый народнохозяйственный комплекс СССР строился исходя из принципов разделения труда, специализации, развития окраин. После распада СССР многие годами наработанные связи нарушились. В частности, практически полностью прекратились поставки многих видов нефтяного оборудования, основное производство которого было сосредоточено в старых нефтедобывающих районах (Азербайджане, Чечне). Азербайджано-армянское противостояние из-за Нагорного Карабаха привело к тому, что заводы нефтяного машиностроения выделившегося из СССР Азербайджана переключились на выпуск совершенно другой продукции. Из-за обострения обстановки прекратили работу предприятия нефтяного машиностроения Чечни. В результате, нефтяная промышленность России на некоторое время осталась без оборудования, необходимого для поддержания работы действующих и обустройства новых скважин. Пока на выпуск такого оборудования не переключились российские машиностроительные заводы, было потеряно время, и из-за остановки скважин упала добыча нефти.

Но все же основной причиной падения добычи нефти стали факторы системного кризиса, поразившего российскую экономику в переходный период. Инфляция «съела» оборотные средства предприятий добычи и переработки нефти. Снизилась до чрезвычайно низкого уровня покупательная способность потребителей нефти и нефтепродуктов. Нарастал снежный ком неплатежей. Из-за отсутствия средств предприятия нефтяной отрасли не смогли своевременно заменять оборудование, производить ремонт. Инфляция издержек в соединении с чрезмерными налогами сделали нерентабельной работу многих нефтяных скважин. В 1998 г. ситуацию углубило падение мировых цен на нефть и нефтепродукты, которое привело к резкому ухудшению финансового положения предприятий отрасли.

Совокупность указанных выше причин привела к существенному возрастанию числа неработающих скважин, о чем говорят данные таблицы 6.5.

Таблица 6.5 Число скважин в нефтяной промышленности России, тыс. шт. [333, 338] Годы	1988	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2002
Общее число скважин	121,8	138,8	145,2	146,0	147,0	143,0	144,0	139,0	138,8	131,7	133,3	142	154,3
Число неработающих скважин	7,8	9,8	13,9	22,5	29,1	29,2	39,9	36,6	37,7	34,0	35,0	33,5	36,1
% неработающих скважин	6,4	7,1	9,6	13,4	15,4	20,4	27,7	26,3	27,2	25,8	26,3	23,6	23,4

В 2004-2005 гг. положение с использованием фонда скважин стало улучшаться: в 2004 г. из общего фонда скважин 155700 неработающих было 36800 (23,6%), а а в 2005 г. из суммарного числа скважин 152612 неработающих было 29955 (19,6%) [339, 340].

Кратное сокращение инвестиций в нефтедобычу, включая затраты на поиск и разведку месторождений обусловлено не только общим спадом, но и повышенной степенью риска и относительно длительным (7-10 лет) периодом окупаемости инвестиций. Из-за того, что естественное падение дебитов на любом месторождении составляет 10-15% ежегодно, только на поддержание сложившихся условий добычи необходимо вводить новые мощности, обустраивать новые месторождения, бурить новые скважины.

Отсутствие капиталовложений сказалось на объемах разведочного и эксплуатационного бурения, сократившихся в 1996 г. более чем в 5 раз по сравнению с уровнем 1988 г. Фактическая динамика буровых работ за этот период выглядит, по данным Минтопэнерго РФ, следующим образом (млн м): 1989 г. - 41,5; 1990 г. - 36,3; 1991 г. - 28,7; 1992 г. - 21,2; 1993 г. - 18,7; 1994 г. - 11,4; 1995 г. - 10,2; 1996 г. - 6,8; 1997 г. - 7,4; 1998 г. - 5,0; 1999 г. - 5,3. Объем разведочного бурения снизился с 5,2 млн. м в 1990 г. до 1,2 млн. м в 1999 г. [337]. В 2005 г. объем буровых работ составил 9,8 млн м, в т.ч. эксплуатационное бурение 9,2 млн м, а разведочное бурение 0,6 млн м, что несравненно меньше, чем в начале 90-х годов.

Снижение объемов разведочного бурения сказалось на объемах прироста запасов, которые с 1994 г. устойчиво стали меньше, чем текущая добыча, что является совершенно неприемлемым для нефтедобывающей страны.

Последнее утверждение подтверждается данными таблицы 6.6.

Таблица 6.6 Запасы нефти в России и их прирост* Годы	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997		1998	1999	2000
Запасы, млрдт	18,0	17,54	17,16	16,83	16,25	16,0	15,7		15,6	15,5	15,4
Прирост запасов, млн т	836,3	476,7	391,9	216,1	155	212,8	214,0		213,0	200	250
Отношение прироста запасов к добыче, %	180,9	119,4	111,0	68,0	50,6	70,6	70,0		70,2	65,5	77,4
Продолжение таблицы 6.6
Годы	2001		2002		2003		2004			2005
Запасы, млрд т	15,4		15,3		15,1		15,0			15,0
Прирост запасов, млн т	293		254		258		239			585
Отношение прироста запасов к добыче, %	84,2		67,0		61,1		52,0			124,5
* По данным Минэнерго РФ; запасы категорий А, В и C 1991-2001 г.) и [339								- 2002-2004 гг.

Ситуация с увеличением прироста запасов не стала улучшаться даже в период 2000­2005 гг., когда доходы нефтяных компаний из-за роста мировых цен непрерывно возрастали. Лишь в 2005 г. впервые за 12 лет удалось создать нормальное соотношение добычи и прироста запасов.

В современной России действует государственная система учета полезных ископаемых, базирующаяся на классификации запасов, созданной в 1928-1932 гг. на этапе активного построения социализма в отдельно взятой стране. В настоящее время эта система, в которой существенную роль играл политический фактор, пришла в противоречие в правилами ведения бизнеса в условиях глобализации и интеграции российского нефтегазового комплекса в мировую экономику.

Нефтяные компании с целью определения собственных активов, продвижения акций на фондовые рынки, привлечения инвесторов и получения кредитов в иностранных банках уже более десяти лет вынуждены пользоваться услугами зарубежных аудиторов, руководствующихся в своих расчетах международными стандартами классификации запасов. В частности, переоценки запасов по заказу отечественных компаний выполнили авторитетные западные фирмы Miller and Lents и De Golier and Mc Naughton.

Оценки российских запасов по различным оценкам колеблются от 50 до 150 млрд барр. (6,8-20,5 млрд т). Низкая оценка - это консервативная оценка, сделанная по принятым на Западе методикам. Такую (или близкую) оценку дали: журнал Oil and Gas Journal; компания BP (правда, в последнее время подняло ее до 9,1 млрд т); Министерство энергетики США в

2001. г.; итальянский энергетический концерн ENI в 2002 г. Более высокие оценки дали Всемирный банк в 2002 г. - 11,9 млрдт, российские консалтинговые компании «Центр нефтегазового бизнеса» и «Петромаркет» в 2004 г. - 15 млрд т; компания Wood McKenzie в

2002. г. - 16,4 млрд т; Международный центр нефтегазового бизнеса в 2003 г. - 15,3 млрд т; Международное энергетическое агентство (IEA) в конце 2002 г. - 20 млрдт; аналогичная цифра приведена в нефтяной энциклопедии (Petroleum Encyclopedia). В одном из докладов счетной палаты РФ приводилась цифра в 25,2 млрд т [339, 341]. Косвенным методом можно подсчитать российские разведанные и доказанные запасы по данным аудита запасов крупнейших российских нефтегазовых компаний. По данным на 1.1.2002 г. доказанные запасы компании ЛУКОЙЛ - 1,96 млрд т, ЮКОС - 1,68 млрд т, ТНК - 1,01 млрд т, Сургутнефтегаз - 0,97 млрд т, Сибнефть - 0,63 млрдт. Приняв во внимание, что за ведущими российскими компаниями закреплено примерно 90% суммарных запасов, получается консервативная оценка 7 млрдт [339].

Для того, чтобы устранить разнобой в оценке классификаций запасов в конце 2003 г. Европейская экономическая комиссия ООН завершила разработку проекта Международной рамочной классификации ресурсов месторождений твердых горючих ископаемых и минерального сырья. Утверждена рамочная классификация энергетических и минеральных ресурсов (РК ЭМР) [342].

Представляется, что следование правилам игры на мировом рынке нефти, на котором российские компании играют важную роль, предстоящее вступление России во Всемирную торговую организацию (ВТО) однозначно требуют использования в отечественной практике единых международных стандартов учета и оценки запасов.

Положение в российском нефтяном комплексе стало улучшаться в 2000-2005 гг. В эти годы добыча возросла по сравнению с предыдущими годами соответственно на 7,5%, 9,1%, 11,1%, 8,8% и только в 2005 г. - лишь 2,4%. Благодаря благоприятному для российских компаний уровню мировых цен, увеличению доходов компаний, выделению средств на развитие удалось переломить тенденцию спада и перейти к устойчивому росту добычи.

При значительном падении объемов добычи нефти в период 1991-1999 гг. ее экспорт снизился незначительно. Однако структура экспорта кардинально изменилась. Если во времена СССР (1990 г.) более половины нефти поставлялось в бывшие союзные республики, то в 2000 г. поставки в страны-члены СНГ составили около 13% российского экспорта. В 2000-2005 гг. экспорт российской нефти существенно возрос, (табл. 6.7), а соотношение в поставках «ближнее зарубежье» : «дальнее зарубежье», снизившееся в 2000 г. до почти 1:10, в период 2002-2005 г. поднялось до уровня порядка 20:80.

Таблица 6.7 Экспорт российской нефти, млнт [161, 163] Годы	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000
Всего	220,3	173,9	137,7	122,6	129,8	126,5	126,0	127,5	137,3	134,6	144,4
В страны СНГ	120,6	117,4	71,5	42,7	38,1	26,1	20,6	17,5	19,3	18,6	16,9
В дальнее зарубежье	99,7	56,5	66,2	79,9	91,5	100,4	105,4	110,0	118,0	116,0	127,5

Продолжение таблицы 6.7 Годы	2001	2002	2003	2004	2005	2006 (оц.)
Всего	159,9	187,5	223	258	260	265,5
В страны СНГ	22,4	35,8	37	40	40	н.д.
В дальнее зарубежье	137,5	151,7	186	218	220	н.д.

Нефтедобыча в России имеет ярко выраженную экспортную направленность. Рост экспорта стимулируется ограниченностью спроса на внутреннем рынке и высоким уровнем мировых цен на нефть.

Активизации экспорта способствовала произошедшая в 1995 г. либерализация экспорта, когда был упразднен институт спецэкспортеров, отменены тарифные льготы для ряда компаний и регионов, провозглашен принцип равнодоступности к магистральным нефтепроводам (пропорционально объемам добычи). Сейчас ограничением для экспорта нефти является лишь пропускная способность экспортной инфраструктуры.

Основные потоки российского нефтеэкспорта осуществляются по трубопроводной системе «Транснефти» в западном направлении. Это и понятно, трубопроводная система имеет наибольшую пропускную способность, а стоимость транспортировки по трубопроводу в 3-6 раз дешевле транспорта по железной дороге или речным транспортом. В 2005 г. из суммарного объема нефти, отправленной на экспорт в страны дальнего зарубежья, 95,2% прошли по системе трубопроводов «Транснефти» и 4,8% миновали эту систему. Из морских портов было вывезено 58,1% экспортируемой в дальнее зарубежье нефти, по нефтепроводу «Дружба» ушло 30,2%, по нефтепроводу КТК - 2,9%, в Литву было отправлено 4,1%, а по железной дороге было экспортировано 4,7% нефти, причем из этого количества более 6 млн т нефти было отправлено в Китай.

В 2005 г. Россия реэкспортировала 23,9 млн т нефти, в т.ч. 18,9 млн т казахстанской нефти [340].

Стремление максимально увеличить экспорт нефти в страны дальнего зарубежья на первых этапах перестройки в значительной степени было связано с колоссальной разницей мировых и внутренних цен на нефть.

Разница в ценах мирового рынка нефти и внутри России породила массу махинаций, когда нефть, купленная по внутренней цене, тут же продавалась за рубеж. Нефтяной бизнес стал одним из самых притягательных, в том числе и для преступных группировок. Негативными последствиями разницы мировой и внутренней цен на нефть явились недобор налогов от торговли нефтью и, особенно, расцвет коррупции. Общеизвестным является тот факт, что низкие цены на ресурсы ни в коей степени не могут способствовать проведению энергичной ресурсосберегающей политики.

Как показывает анализ динамики цен на нефть и соотношений мировых и внутренних цен, эта разница постепенно сглаживалась до финансового кризиса августа 1998 г. Девальвация рубля привела снова к большой разнице цен на нефть. Однако с 1999 г. (особенно с 2000 г.) внутренние цены росли, и разница мировой и внутрироссийской цен стала уменьшаться. Если сравнить среднюю оптовую цену покупателя российской нефти на внутреннем рынке в декабре 2000 г. (4152 руб., 144,7 долл.) с ценой нефти сорта Брент на лондонской нефтяной бирже (185,2 долл.), то окажется, что внутрироссийкая цена составляла уже 78% от мировой. В табл. 6.8 показано соотношение мировой цены на нефть и

внутрироссийской цены (цены производителя).

Таблица 6.8 Соотношение российских и мировых цеи в период 1991-2005 гг. [333, 338] Годы	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998
Мировая цена, долл./т	131,0	127,0	111,1	107,1	119,0	138,9	134,9	96,0
Внутренняя цена*, долл./т	17,0	21,0	30,4	36,0	65,4	81,4	82,1	16,4
% внутренней цены к мировой	13,0	16,5	27,4	33,6	54,9	58,6	60,8	17,1

Продолжение таблицы 6.8 Годы	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Мировая цена, долл./т	133,8	186,9	146,2	183,7	211,1	278,5	399,6
Внутренняя цена*, долл./т	22,6	51,5	47,7	78,2	73,8	94,8	145,5
% внутренней цены к мировой	16,9	27,5	32,6	42,6	34,9	33,0	36,4

* цена производства

Эффективная ценовая политика государства должна быть основана на постепенном переходе к мировым соотношениям цен на товары и услуги.

Отметим, что в 2002 г. цена нефти на внутреннем рынке колебалась от 1000-1100 руб./т в начале и конце года до 3500-4100 руб./т в середине года. Сравнение среднемесячных цен на мировом и внутреннем рынке нефти в 2002 г. показывает, что внутренний рынок нефти развивался в отрыве от мирового и корреляций с ценами мирового рынка не наблюдалось. Тем не менее при анализе подобных соотношений за относительно длительный период зависимости динамики мировой цены и уровней добычи в России имеются. Отметим, что колебания цен на нефть в течение года были характерны и для 2003-2005 гг. Колебались и соотношения цен приобретения к средним ценам производителей (в 2000-2005 гг. в пределах 1,3-2,7) [333].

С исторической точки зрения весьма интересно сопоставить динамику изменения мировой цены на нефть и добычи нефти в России (таблица 6.9).

Таблица 6.9 Изменение мировой цены нефти и добыча в России. Период	Среднегодовой уровень долл./баррель, Brent	Состояние нефтедобычи в России
До 1974 г.	1,90-2,80 (arabian light/dubai)	Начало освоения нефти Западной Сибири
1974-1978 гг.	10,41-13,03	Становление и расцвет
1979-1985 гг.	27,53-35,69	Первые признаки упадка
1986-1989 гг.	12,97-16,92	Достижение пикового уровня и начало спада добычи
1990 г.	20,50	Спад
1991-1995 гг.	14,76-17,21	Резкое снижение добычи до минимальной (с 70-х гг.) отметки в 1996 г.
1996-1997 гг.	18,14-18,56	-«-
1998 г.	12,16	Стабилизация на минимальном уровне
1999 г.	17,30	Начало восстановления уровня добычи
2000-2002 гг.	22,8-28,2	Рост фактической и прогнозируемой добычи
2003-2005 гг.	30-60	Рост добычи; замедление темпов роста в 2005 г.

Российская нефтяная промышленность сумела оперативно откликнуться на вызов мирового рынка нефти быстро увеличить добычу и экспорт нефти.

Благодаря поддержанию высоких мировых цен на нефть компаниям удалось увеличить свои доходы, чистую прибыль, вложения в разведку, добычу, переработку, транспорт и сбыт нефти и нефтепродуктов.

В 2002 г. доходы от экспорта нефти составили 28,9 млрд. долл., нефтепродуктов - 11,2 млрд долл. Хотя налоговая нагрузка на нефтяную промышленность России увеличилась до 17 млрд долл., тем не менее чистая прибыль нефтяных компаний возросла на 7 млрд долл. В 2005 г. выручка от экспорта сырой нефти составила 79,2 млрд долл., от экспорта нефтепродуктов - 33,65 млрд долл. Выручка от продажи нефти и нефтепродуктов позволила довести размер Стабилизационного фонда на 1.01.2006 г. до 1237 млрд руб.

В период 2000-2005 г. добыча нефти в России возросла на 45,4%, экспорт увеличился на 73,9%, а переработка - на 19,5%. Достигнутый в 2005 г. уровень добычи нефти превысил оптимистический уровень, намеченный «Энергостратегией России»на 5,6% (почти 25 млн т) [343]. Однако ряд обстоятельств несколько омрачают общую картину развития российского нефтегазового комплекса.

Состояние ресурсно-сырьевой базы эксперты характеризуют как ухудшающееся в количественном и качественном отношении. Что касается качественных показателей, то можно отметить: уровень добычи на протяжении 1994-2004 гг. превышал прирост запасов и только в 2005 г. это соотношение было приведено в норму. Если говорить о качественных ухудшениях, то здесь надо обратить внимание на то, что: доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась до 55-60%; средняя степень выработанности запасов на эксплуатируемых месторождениях превысила 50%, в т.ч. на старых месторождениях 78-81%; основные нефтегазовые месторождения (Западная Сибирь, Урало-Поволжье) вышли на поздние стадии разработки, а новые (Тимано-Печорская нефтегазовая провинция, месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока) меньше старых и характеризуются более высокими затратами; в структуре извлекаемых запасов возросла доля мелких месторождений (около 80%), что требует больших удельных затрат на создание инфраструктуры и приводит к росту себестоимости; около 80% разведанных месторождений находятся в северных районах, что удорожает стоимость добычи и транспортировки нефти; свыше трети разработанных месторождений относится к малопроницаемым коллекторам, содержат высоковязкую, высокосернистую нефть; около четверти вновь открытых запасов находятся на шельфе морей и океанов, в основном замерзающих акваторий арктических морей, что потребует для их освоения дорогостоящего оборудования и ледовой защиты при добыче и транспортировке нефти [343].

По мнению экспертов для сохранения достигнутого уровня добычи нефти потребуется активизировать деятельность недропользователей по организации геолого-разведочных работ, увеличить привлекательность вложений в геологоразведку, разработать и внедрить систему мероприятий, направленных на стимулирование недропользования. Потребуется новая редакция «Закона о недрах», принятия закона «О концессионных соглашениях», изменения в земельном и бюджетном кодексах с целью закрепить меры ответственности недропользователей за соблюдение норм разработки месторождений и поощрения за восполнение запасов углеводородного сырья.