Введение……………………………………………………………………...…...3

I. Анализ развития Российского рынка нефти…….…………………………....5

1.1. Динамика добычи нефти и анализ потребления ……………...……….....5

1.2. Инвестиционная деятельность в нефтяной отрасли………………………9

II. Проблемы и перспективы развития нефтяного комплексаРФ …………...12

2.1.Проблемы нефтяной отрасли в РФ…………………………………………12

2.2.Перспективы развития нефтяной отрасли РФ…………………......……...19

Заключение……………………………………………………………………….32

Список литературы………………………………………………………………34

Введение

В настоящее время нефтяной сектор топливно-энергетического комплекса России является одним из наиболее устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики.

Нефтяной комплекс сегодня обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. На его долю приходится более 16% произведённого ВВП России, четвёртая часть налоговых и таможенных поступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россию валютной выручки.

Такие высокие показатели связаны со значительным ресурсным и производственным потенциалом нефтяной отрасли. В недрах России сосредоточено около 13% разведанных запасов нефти. Эти ресурсы расположены в основном на суше (примерно 3/4). Примерно 60% ресурсов нефти приходится на долю районов Урала и Сибири, что создаёт потенциальные возможности экспорта, как в западном, так и в восточном направлениях. Экономика страны потребляет лишь менее трети добываемой нефти (включая продукты её переработки).

Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций, причем 11 нефтедобывающих холдингов, включая ОАО «Газпром», обеспечивают более 90% всего объема добычи.

Таким образом нефтяная промышленность играет огромную роль в экономике России и всегда является актуальной темой. Стратегической задачей развития нефтяной отрасли является плавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией её уровня на долгосрочную перспективу.

НК «ЮКОС» является лидером по добыче нефти среди российских компаний, одним из основных экспортёров нефти и, несомненно, играет значительную роль в развитии нефтяного комплекса РФ.

Цель работы – рассмотреть и проанализировать состояние нефтяной отрасли России.

I . Анализ развития Российского рынка нефти.

1.1. Анализ потребления и динамика добычи нефти

Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций. 11 нефтедобывающих холдингов обеспечивают более 95% всего объема добычи. Основные регионы добычи - открытые еще в 1960-е и 1970-е годы западносибирские месторождения, на долю которых приходится 68,1% совокупной годовой добычи. Второй в стране по объему добычи нефти - Волго-Уральский регион - находится в поздней стадии разработки продуктивных месторождений и характеризуется затухающей добычей, которая в ближайшие несколько лет начнет сокращаться.

Сегмент нефтепереработки - развит недостаточно. За все время существования демократической России на ее территории не было построено ни одного нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Степень износа отечественных НПЗ составляет 65%, а загрузка составляет менее 80%. Только у Лукойла коэффициент загрузки мощностей приблизился к отметке в 95%, а принадлежащий Сургутнефтегазу Киришский НПЗ работает на пределе мощности с загрузкой почти 100%.

Среди российских сырьевых гигантов лидирующее положение по объемам добычи нефти и газа традиционно занимает ЛУКОЙЛ. В прошлом году компания добыла 76,9 млн. тонн (563 млн. баррелей) нефтегазового эквивалента, что на 10% больше его ближайшего конкурента - ЮКОСа (69,3 млн. тонн), и это без учета зарубежных подразделений ЛУКОЙЛа, добыча которых составила 2,9 млн. тонн. Далее следуют «Сургутнефтегаз» (49,2 млн. тонн), «Татнефть» (24,6 млн. тонн), ТНК (37,5 млн. тонн) и «Сибнефть» с добычей 26,3 млн. тонн. Государственная «Роснефть» с добычей 16,1 млн. тонн занимает лишь восьмое место, уступая СИДАНКО (16,2 млн. тонн). Всего на «большую восьмерку» крупнейших нефтяных компаний России приходится 83% добычи нефтегазового эквивалента.

На сегодняшний день в России можно выделить три типа крупных нефтекомпаний. Первые являются составной частью и во многом основой финансово-промышленных групп. К их числу можно отнести ЮКОС, ТНК, СИДАНКО, «Сибнефть». Эти нефтяные компании управляются выходцами из финансово-банковской среды. Соответственно, их стратегия ориентируется, главным образом, на финансовый результат.

Ко второму типу относятся компании, возглавляемые менеджерами, выращенными и воспитанными нефтегазовой отраслью. Прежде всего, это ЛУКОЙЛ и «Сургутнефтегаз». В своей деятельности эти корпорации ориентируются на отраслевые приоритеты: повышение эффективности добычи нефти и использования скважин, ресурсосбережение, социальную защищенность работников.

Наконец, третья группа компаний включает в себя те, в управлении которыми важную роль по-прежнему играет государство в лице центральных (на 100% принадлежащая государству «Роснефть») или региональных («Татнефть» и «Башнефть») органов власти. По мнению экспертов, эти представители нефтяной отрасли сильно уступают ВИНК первых двух типов и по финансовой эффективности, и по отраслевым показателям.

Три указанных типа компаний отличаются друг от друга прежде всего подходом к использованию недр. Если ориентированные на максимальную эффективность добычи ЮКОС и "Сибнефть" стараются работать только на скважинах с максимальным дебитом и, соответственно, с наивысшей отдачей на вложения, то ЛУКОЙЛ и "Сургутнефтегаз" продолжают эксплуатировать скважины, даже если выход продукции становится невысоким.

Известно, что за последнее 10-летие нефтяная промышленность России продемонстрировала достижение бесспорно фантастических, неожиданных для всего мира результатов. За этот период добыча жидких углеводородов (нефть+конденсат) выросла с 305,3 млн. тонн (1999 г.) до максимума – 491,3 млн. тонн (2007 г.), или в 1,6 раза при росте объемов эксплуатационного бурения с 5,988 млн. м до 13,761 млн. м/год. Эксплуатационный фонд к концу 2007 г. был доведен до 157,1 тыс. скважин, из которых действовало 131,3 тыс. скважин, в неработающем фонде было – 25,8 тыс. скважин, или 16,4 % от эксплуатационного фонда.

По состоянию на 01.09.2008 г. в эксплуатационном фонде нефтяной промышленности РФ насчитывалось 158,3 тыс. скважин, из них действовало 133,5 тыс. скважин (или 84,3%), в неработающем фонде – 24,8 тыс. скважин. Среднесуточная добыча нефти в августе 2008 г. находилась на уровне – 1341,8 тыс. т/сут., в среднем за январь- август 2008 г. – 1332,9 тыс. т/сут.

За 8 месяцев 2008 г. метраж эксплуатационного бурения составил 9,9 млн. м, ввод новых скважин – 3593. Ожидаемая по году проходка, очевидно, превысит 14,5 млн м, а ввод новых скважин, возможно, достигнет ~ 5,4 тыс.шт.

Таким образом, предкризисная ситуация в нефтяной отрасли Российской Федерации была достаточно стабильна и характеризовалась высокими результатами.

Отметим, что 2007 г. оказался вторым в истории годом с максимальной, «пиковой» (491,3 млн. тонн) добычей нефти, т. к. в 2008 г. (по предварительной оценке автора) она снизилась до 488 млн. тонн или ~ на 0,7 %.

За 2007 – 2008 гг. пробурено примерно столько же метров горных пород, сколько за предыдущие 3 года (2004 – 2006 гг.). Однако прироста за счет этого в добыче нефти в 2008 г. вообще не было получено, т. к. вся значительная добыча из новых скважин пошла на компенсацию падения по переходящему фонду скважин из-за его ускоренного обводнения. Можно с уверенностью констатировать, что к 2008 г. все сколько-нибудь значимые резервы увеличения добычи нефти по старому фонду были уже использованы.

В 2008г. в России было добыто 488 млн. т нефти, что на 0,7% меньше, чем в 2007г.

Потребление газа по России в январе-мае 2009г. составило 202,4 млрд.куб. м газа (снижение на 7% по сравнению с январем-маем 2008г.), в том числе Единой энергосистемой России - 69 млрд. куб. м (снижение на 6,4%).

Добыча нефти в России в январе-феврале 2009г. снизилась на 2,1% по сравнению с аналогичным периодом 2008г. и составила 78,46 млн. т (9,78 млн. бар./сутки).

В феврале производство нефти в России упало на 9,4% по сравнению с январем с.г. - до 37,14 млн. т.

Группа предприятий, расположенных в Башкирии. Включает «Башнефть» с годовой добычей в объеме 11,5 млн. тонн нефти в год, четыре НПЗ суммарной мощностью переработки более 20 млн. тонн нефти в год, «Башкирнефтепродукт» (сеть из 317 АЗС). Блокпакеты в этих компаниях ОАО «Система-Инвест» (на 65% контролируется АФК «Система») приобрело в 2005 году за $600 млн. В ноябре 2008 года «Система» получила права управления фондами, владеющими контрольными пакетами предприятий БашТЭКа. В апреле 2009 года компания за $2 млрд. выкупила у этих фондов акции.

1.2 Инвестиционная деятельность в нефтяной отрасли

Инвестиционная привлекательность российских нефтяных компаний определяется прежде всего мировыми ценами на нефть. Если они будут находиться на высоких уровнях, тогда корпорации смогут показать хорошие прибыли и выплатить акционерам большие дивиденды. Если же цены на нефть пойдут вниз, то ситуация может в корне поменяться, и тогда акции именно нефтяных компаний станут первыми претендентами на то, чтобы стать аутсайдерами рынка.

Впрочем, на сегодняшний день большинство экспертов предсказывают вполне благоприятную для России ценовую динамику на мировых рынках энергоносителей. Согласно консенсусу аналитиков, цены на нефть в этом году не выйдут за пределы ценового диапазона 22-25 долл. за баррель. Такой уровень позволяет рассчитывать на то, что у нефтяников останется достаточно средств, чтобы подготовиться к возможному снижению нефтяных котировок в будущем году.

Как говорят участники рынка, для того чтобы у нефтяников не возникало проблем с инвестиционными ресурсами для собственного развития, цены на сырье должны держаться выше 16 долл./барр. Снижение до этого уровня, конечно, тоже не будет означать «мгновенной смерти» отрасли, просто вложения в разведку и разработку новых месторождений придется урезать, а с поглощениями, возможно, вообще повременить.

Акции нефтяных компаний изначально были лидерами рынка. «Нефтянка» превосходит другие сектора и по капитализации, и по ликвидности. Такое положение объясняется исключительной важностью этой отрасли для экономики страны и появлением нефтяных компаний-гигантов, которые превосходят по размерам любые другие российские компании.

Падение цен черного золота на четверть с конца августа снизило инвестиционную привлекательность российских нефтяных компаний. Финансовые результаты последних кварталов будут уже не столь блестящими, как в начале года. Но акции нефтянки все еще интересны инвесторам.

В фаворитах остается ЛУКОЙЛ благодаря лояльности государству и высокому уровню прозрачности и корпоративного управления: 9 из 11 инвесткомпаний рекомендуют его бумаги к покупке. После хороших результатов за II квартал эмитент презентовал стратегию «ускоренного роста» до 2016 г., позитивно оцененную экспертами. Впрочем, в основе плана - очень оптимистичный прогноз цен на нефть. Амбициозные планы включают усиление позиций на мировом рынке и увеличение капитализации в 2-3 раза, до $150-200 млрд.

Общий дефицит инвестиций в нефтяной отрасли РФ в 2009 году превысил 200 млрд. рублей.

2008 год был отмечен в нефтяной отрасли процессом укрупнения производителей нефтегазового оборудования, созданием комитета по стандартизации в нефтегазовом комплексе и крупным проектом в нефтехимии.

Дефицит инвестиций в 2010 году может составить 500-600 млрд. рублей.

Не наблюдается роста инвестиций и в пятилетней перспективе. Согласно пятилетнему плану, который предусматривает бурение более 30 тысяч скважин, решение проблемы утилизации более 60 млрд. кубометров попутного газа, строительства установок для первичной переработки нефти в 60 млн. тонн и вторичной переработки в более 140 млн. тонн, объем инвестиций должен составить 7,6 трлн. рублей. Этот план уже имеет дефицит в 2,8 трлн. рублей. Это без учета затрат на освоение шельфа и реализацию проектов на новых рынках».

В 2009 году инвестиции в нефтепереработку в России сократились на 32 млрд. рублей, а в 2009-2011 годах могут сократиться на 224 млрд. рублей.

В 2008 году налоговые поступления в бюджет РФ от нефтяной отрасли составили 4,4 трлн. рублей, дополнительные доходы в бюджет - еще 0,5 трлн. рублей.

Отрасль является крупнейшим налогоплательщиком, который обеспечивает порядка 43% поступлений в бюджет. Достигнутый в 2008 году объем производства позволил обеспечить рекордные поступления в бюджет в размере 4,4 триллионов рублей.

Нефтяная отрасль обладает большим мультипликативным эффектом, оказывает сильное влияние на развитие других отраслей российской экономики. В связи с этим, наращивание инвестиционной активности в отрасли является наилучшей антикризисной мерой.

II . Проблемы и перспективы развития нефтяного комплекса РФ

2.1. Проблемы нефтяной отрасли в РФ

Факторы, влияющие на внутренний рынок.

Важным фактором, оказывающим влияние на состояние внутреннего рынка РФ, как показала статистика наблюдений за рынком в течение многих лет, стал фактор, который для удобства можно назвать так: «уровень мировых цен на сырую нефть». Средневзвешенные значения вычисляются через нефтяные биржи, а высокая цена на нефть «вытягивает» вверх и цены на продукты ее переработки, в первую очередь мазут и дизельное топливо (половина производимого объема которых экспортируется из России). Система работает следующим образом: при резком повышении цен на нефтепродукты и нефть российские компании стремятся «вылить» на экспорт больше нефти и нефтепродуктов (у кого они имеются) при этом потребности внутреннего рынка в расчет не берутся, далее на внутреннем рынке вырастает цена на нефть (ее стало меньше), дорогую нефть «завели» на переработку (выходящие нефтепродукты также подорожали), экспортируемые объемы уже нефтепродуктов оголяют рынок и ситуация приводит к росту цен. Анализируя колебания мировых цен на нефть за год, решений правительства по регулировке таможенных пошлин и динамику индексов цен внутреннего рынка, специалисты центра выявили очевидную корреляцию между ними. Причем временной лаг при резком росте или падении цен на нефть обычно составляет от 10 до 14 дней. Сам внутренний рынок нефтепродуктов растет отнюдь не быстрыми темпами, радует только увеличение парка частных автомобилей, что приводит в больших городах к росту в секторе розничных продаж ГСМ. Впрочем, конкурентоспособность российских нефтепродуктов на европейском рынке вызывает сомнения.

Кризисом по сервису

Добыча нефти в 2009 г., сохранилась примерно на уровне прошлого года, а добыча газа может снизиться на 2,9 – 6,5%.

Рынок нефтесервиса определяется программами капвложений нефтяных компаний, обусловленными, в первую очередь, ценами на нефть. Несмотря на произошедшее весной повышение цен, большинство экспертов прогнозирует среднегодовую цену в районе 50 долл./барр. Поэтому более-менее значительные капвложения могут себе позволить только те нефтяные компании, которые имеют собственную нефтепереработку и сбыт своих нефтепродуктов.

Прогнозируемого в начале года двукратного сокращения рынка нефтесервиса, судя по всему, удалось избежать, однако скажется резкое сокращение спроса со стороны небольших нефтяных компаний, обеспечивающих ранее до 15% рынка.

Нефтяным компаниям придется заниматься проектами, которые дешевле продолжать, чем прекратить. Заказчики зачастую отказываются от уже законтрактованных работ. Многие в 1,5 – 2 раза увеличили сроки оплат за выполненные работы, что является уничтожающим фактором для сервисных компаний. Уже осенью 2008 г. представители сервисных компаний утверждали, что заказчики настоятельно просят снизить цены на работы – в среднем на 10 – 20% (иногда доходило и до 30%). Однако сервисная компания предпочтет заключить хоть какие-нибудь контракты. Это, конечно, снизит текущую экономическую устойчивость компании и серьезно помешает ей выйти на рынок в будущем.

По итогам начала года значительные сокращения произошли среди работ, нацеленных на перспективное развитие. Это касается сейсмики и разведочного бурения. Ряд нефтяных компаний не только сократил программу сейсмических исследований, но и отказался от заключенных контрактов. Падение физических объемов рынка сейсмики в 2009 г. оценивается в 20 – 25%. Со стороны некоторых нефтяных компаний в Роснедра поступили заявления с просьбой приостановить выполнение лицензионных соглашений в части проведения изыскательских и разведочных работ. Подобные проблемы возникли не только у небольших компаний, но и у крупных, например – у «Татнефти».

Объемы разведочного бурения сократились почти наполовину. Учитывая позицию государства в вопросе восполнения запасов, следует ожидать некоторой стабилизации ситуации в данном сегменте, или даже некоторого улучшения за счет государственного заказа.

Вопреки большинству прогнозов рынок эксплуатационного бурения сократился в начале года незначительно. Поддержали его в основном две компании – «Роснефть» и «Сургутнефтегаз». У большинства остальных компаний произошло сокращение инвестиционных программ и объема заказов для сервиса.

Рынок ремонта скважин эксперты единодушно считают основным «кормильцем» нефтесервиса. Текущий ремонт скважин будет неизбежно выполняться на существующем фонде скважин, обеспечивая нужные объемы добычи. Капитальный ремонт будет выполняться при достаточно тщательном экономическом анализе его выгод. Это привело к сокращению объемов в 2009 г. на 10 – 15%, а далее к росту в 2010 – 2011 гг. Более оптимистичной выглядит ситуация на фонде скважин «Сургутнефтегаза», где сокращений объемов не прогнозируется.

Рынок услуг по повышению нефтеотдачи сохранился примерно на том же уровне. В дальнейшем вероятен некоторый рост заказов, необходимый для компенсации снижения ввода новых скважин.

Вместе с ТРС работы по повышению нефтеотдачи могут обеспечить выживание нефтесервисных компаний, в частности высокотехнологичных. В секторе активизируются крупные зарубежные компании. К примеру, Schlumberger сегодня участвует в тендерах на получение подрядов в области подготовительных работ, КРС, ГРП и др.

В связи с сокращением объемов работ началась постепенная распродажа бурового оборудования. Пока в форме аренды (с возможностью последующего выкупа) или по лизинговой схеме. Случаи продажи буровых установок и другой вспомогательной техники становятся все более частыми. Имели место случаи отказа заказчиков оборудования от сделанных ранее заказов.

Основным регионом нефтедобычи по-прежнему остается Западная Сибирь. Основные работы в этом регионе будут нацелены на поддержание объемов добычи. Сходная ситуация и в Урало-Поволжье, где снижение добычи началось еще до кризиса. Проекты по разработке тяжелых высоковязких нефтей из-за высокой себестоимости, скорее всего, будут заморожены.

Процессы в Восточной Сибири пойдут особенно болезненно, ибо там только начинается становление добывающего района, идет период капитальных вложений. Бурение там дороже, чем в Западной Сибири, инфраструктура слабо развита. Вокруг строящегося трубопровода ВСТО следует ожидать оживления геологоразведки. В частности, проведение Газпромом («Севморнефтегазом») тендеров по разведке в Якутии может явиться фактором развития сервиса в этом регионе.

Ситуация в Тимано-Печорском регионе определяется тем, что регион обладает значительным потенциалом для развития, имеет удобные выходы к экспортным путям. Однако основные запасы углеводородов находятся в труднодоступных районах, в том числе в прибрежной зоне или на шельфе. Многие месторождения требуют деятельной доразведки и подготовки к работе.

Стимулирующую роль в развитии данного региона должно сыграть решение правительства о снижении ставки НДПИ для Тимано-Печорского региона и месторождений на шельфе. Активизации работ может способствовать приход в регион «Русвьетпетро», основные заказы от которого, вероятнее всего, получит «РН – Бурение». Объемы работ в других регионах относительно невелики, и серьезного влияния на общее состояние рынка они не окажут.

В Украине, Казахстане, Туркмении, Узбекистане проводится политика ограничения допуска иностранных подрядчиков на местные рынки нефтесервиса. В СНГ сегодня интереснее работать не буровикам, а субсервисным компаниям, на что есть как минимум две причины: «гибкость» субподрядных организаций (меньше оборудования, небольшой штат, отсутствие привязки к базам производственного обслуживания) и весомое преимущество в части стоимости работ.

Возможностями для выхода на рынки дальнего зарубежья обладают, в основном, крупные компании или сервисные структуры ВИНК. Характерной чертой рынка нефтесервиса в некоторых регионах дальнего зарубежья является как физический, так и правовой риск. К регионам «рискованного нефтесервиса» можно отнести Венесуэлу, Аргентину, Боливию, Нигерию. Цивилизованные условия работы (как, например, в Бразилии) требуют владения новейшими технологиями разработки месторождений, чем может похвалиться редкая российская компания.

Доля рынка, приходящаяся на аффилированные сервисные компании (среди них «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть – Нефтесервис», «РН – Бурение», «Татнефть – Бурение»), составляет примерно 50%. Даже в докризисных условиях в секторе предполагалось сохранение status quo, а в нынешний период аффилированность является гарантией жизнеспособности соответствующих компаний или подразделений. ВИНК могут рассчитывать на государственную поддержку, которая опосредованно скажется и на положении сервиса. Поэтому в ближайшее время доля сектора аффилированных структур вырастет. Крупные нефтегазодобывающие компании в первую очередь будут загружать аффилированные мощности.

Фактором выживания в кризисный период и конкурентоспособности в посткризисное время для аффилированных сервисных компаний будет возможность сохранения квалифицированных кадров.

Взлет крупного независимого российского нефтесервиса, продемонстрированный в последние 5 лет компаниями ССК, БК «Евразия», «Интегра», «Катобьнефть», «Петроальянс», питал надежды на то, что в недалекой перспективе этот сектор расширится до 70 – 80% и будет поделен между 7 – 9 компаниями. Расширение сектора планировалось осуществить за счет поглощения конкурентоспособных средних и малых нефтесервисных компаний и за счет обновления парка оборудования.

Кризис помешал планам бурного развития. Компании сектора, столкнувшись с проблемой нехватки средств, в разы сокращают мощности и отказываются от программ модернизации и расширения. Несмотря на появление активов с низкой ценой, свободные средства на их покупку отсутствуют. Возможно создание альянсов между независимыми компаниями с целью усиления позиций в отношениях с заказчиками. Возможен рост доли рынка (с 18 до 20 – 22%) крупных компаний за счет выдавливания средних и мелких компаний.

Основной фактор выживания в кризисный период – сохранение базовых мощностей и компетенций, диверсификация линейки услуг, а также возможность в небольших пределах снижать цены при сохранении качества работ и услуг. Возможна поддержка компаний иностранными инвесторами.

Находившийся в последние 3 – 4 года в фазе формирования и подъема сектор средних и малых независимых российских сервисных компаний (текущая доля его оценивается примерно в 10%) сейчас испытывает наибольшие трудности. Тяжелее всех придется компаниям, которые были созданы «с нуля», в том числе с приобретением нового оборудования.

Средние по размеру компании могли бы образовать здоровую конкурентную среду и стать хорошими «целями» для поглощения, однако падение заказов тормозит этот процесс. Затруднителен поиск партнеров, которые обеспечили бы финансирование компании. Вероятна утрата базовых мощностей и компетенций.

Мелкие компании переживают резкое сокращение объемов, держат низкие цены при среднем качестве. Возможностей для модернизации мощностей нет. Вероятность ухода с рынка мелких компаний существенно увеличивается.

Факторы выживания в кризисный период – концентрация на узкоспециализированном сегменте работ и услуг, технологические преимущества, вхождение в альянсы с крупными нефтесервисными компаниями или «чудо» – получение в условиях жесткой конкурентной борьбы хорошего заказа от крупной нефтяной компании.

Иностранные компании сохранят свои позиции на российском рынке ввиду безальтернативности в высокотехнологичном сегменте и сполна используют свои технологические и финансовые преимущества для умеренного расширения доли рынка, которая в текущий момент составляет примерно 20% всего независимого сектора рынка и 90% рынка высокотехнологичного сервиса.

Расширение будет происходить за счет покупки малых и средних российских компаний, хорошо зарекомендовавших себя, со связями в регионах. Начатая до кризиса скупка отечественных активов, вероятно, продолжится. В скором времени следует ожидать известий об очередных приобретениях иностранных компаний.

2.2. Прогноз добычи нефти по России до 2015 г в условиях кризиса

Примерно с IV квартала 2008 г. Россия оказалась вовлеченной в сферу общемирового финансового кризиса и вступила в полосу рецессии своей экономики.

Трудно обстоит дело с прогнозами: что станет в ближайшие годы с экономикой России, насколько глубоким окажется «дно» кризиса? В наибольшей степени это относится к «локомотиву» отечественной экономики – нефтяной сфере ТЭК. Что будет с нефтью, сейчас интересует практически каждого – от министра до рабочего.

Еще до начала кризиса, а точнее – 21 августа 2008 г., Правительство РФ подвело итоги развития страны за 6 месяцев 2008 г. и рассмотрело прогноз социально-экономического развития страны на 2009 – 2010 гг. по двум вариантам.

Вариант 1 (инерционный) предусматривал увеличение добычи нефти (с ожидаемого в то время за 2008 г. уровня – 492 млн. тонн) до 497 – 501 млн. тонн в 2009 – 2011 гг.

Вариант 2 (инновационный) предполагал дальнейший неуклонный рост объема добычи нефти: в 2009 г. – до 503 млн. тонн, в 2010 г. – до 518 млн. т/год.

Оба указанных варианта были рассчитаны при цене на нефть марки Urals – 112 долл/барр. в 2008 г., при последующем ее падении до 88 долл. – в 2011 г.

Не прошло и полугода, как стало ясно, что указанные планы развития ТЭК России претерпят серьезные изменения.

Положение дел в нефтяной отрасли, в первую очередь, определяется ценами на мировом рынке, динамика которых непредсказуема. Известно, что в середине 2008 г. она достигла спекулятивного пика в 147 долл./барр., а к концу года рухнула до 35 долл./барр., или в 4,2 раза.

Современная ситуация на рынке характеризуется высоким уровнем неопределенности и непредсказуемости. Что будет с нефтяными ценами в перспективе, не смогут предсказать даже экстрасенсы. В этих условиях нефтяным компаниям практически невозможно сколько-нибудь достоверно планировать свою деятельность как на текущий, и так и последующие годы.

Низкие цены на нефть на мировом (и российском) рынках в ближайшие 2009 – 2010 гг. могут вызвать ряд стратегически значимых отрицательных явлений, а именно:

серьезное снижение объемов эксплуатационного бурения на разбуриваемых месторождениях;

отказ от освоения новых месторождений, ранее планировавшихся компаниями ко вводу;

отказ от бурения низкорентабельных по дебиту нефти скважин (очевидно, менее 50 т/сут.);

сокращение объемов капитального строительства и эксплуатационных затрат на добычу;

сокращение действующего эксплуатационного фонда скважин, увеличенный вывод в неработающий фонд низкорентабельных, малодебитных и высокообводненных скважин;

сокращение объемов геолого-технических мероприятий и работ по увеличению нефтеотдачи пластов;

полная остановка нерентабельных месторождений (до начала роста цены на нефть, видимо – до 60 долл/барр. и более);

передел нефтяного рынка между его «акулами» и основными «игроками» путем поглощения слабых, в первую очередь мелких и средних добывающих предприятий.

Полностью нормализовать ситуацию в отрасли не способно даже 5-кратное (с 500 долл./тонн до 100 долл./тонн) снижение экспортных пошлин на нефть, оперативно и почти своевременно сделанное Правительством РФ. Здесь необходимо введение новых дополнительных налоговых послаблений недропользователям, а также упрощение несовершенной и забюрократизированной системы управления нефтедобычей со стороны госорганов, о чем неоднократно говорили руководители крупных ВИНК.

Понятно, что все вышеперечисленные факторы весьма важны, но наиболее значимым для сохранения добычи следует считать поддержание буровой активности российских нефтедобывающих предприятий.

К сожалению, в 2009 – 2010 гг. не исключено, резкое (в 1,5 – 1,8 раза) сокращение объемов эксплуатационного бурения – до уровня 8 – 10 млн. м/год. Указанное снижение, несомненно, окажет существенное отрицательное влияние на уровни добычи нефти в последующие 5 лет.

Рассмотрим несколько сценариев развития нефтедобычи по России до 2015 г.

Три варианта прогноза добычи нефти на перспективу (рис. 1).

Рис.1 Прогноз добычи жидких углеводородов по России до 2015 года с учетом кризиса

Вариант №1. «Гипотетический» («Если бы не было кризиса»), в котором объем проходки в эксплуатационном бурении поддерживается на уровне 13,5 – 13,0 млн м/год вплоть до 2015 г. (таблица 1, 2).

Таблица 1 - Прогнозные показатели добычи жидких углеводородов по России до 2015 г.

Показатели	Варианты
Добыча нефти, млн.т. / г
Проходка, млн.м/
Ввод новых скважин, шт.

Таблица 2 - Сравнение интегральных показателей вариантов нефтедобычи по России до 2015 г.

Показатели		Варианты
		«Если бы не было кризиса	«Пессими-стический»	«Кризисный»
Уровни добычи нефти, млн. т./год
Накопленная добыча нефти, млн. тонн за 2009 – 2015 гг.
Накопленный объем эксплуатационного бурения, млн. м. за 2009-2015 гг.
Суммарный ввод новых скважин, тыс. скв. за 2009-2015 гг.

Вариант №2. «Пессимистический» – падение объемов эксплуатационного бурения в 2009 – 2011 гг. до 10 млн. м/год, однако с последующим его ростом до 13 млн. м – в 2015 г.

Вариант №3. «Кризисный» – падение проходки в 2009 – 2010 гг. до 8,0 млн. м при последующем постепенном ее увеличении до 12 млн. м – в 2015 г.

«Если бы не было кризиса» – добыча нефти по России поддерживалась бы на достаточно стабильном уровне 470 – 480 млн. т/год с постепенным ее снижением до 440 млн т/год к 2015 г. (среднее падение 1,5% в год за период) – при сохранении объемов эксплуатационного бурения на уровне 13,5 – 13 млн. м/год.

Из проведенных расчетов следует, что кризис неизбежно окажет отрицательное влияние на уровни добычи нефти и объемы эксплуатационного бурения по России. Однако принципиально важно подчеркнуть, что никакой катастрофы с нефтедобычей в стране обществу ожидать не следует.

По всей видимости, из рассмотренных вариантов развития нефтедобычи более вероятным можно считать вариант 3, предусматривающий следующие уровни добычи нефти в таблице 3.

Таблица 3 – Уровни добычи нефти

Таким образом, «Кризисный» вариант 3 характеризуется следующими ключевыми параметрами:

сокращение объема эксплуатационного бурения в 2009 – 2010 гг. до 8 млн. м/год с последующим его плавным увеличением до 12 млн. м в 2015 г.;

сокращение ввода новых скважин в 2009 – 2010 гг. в 1,8 раза (до 3 тыс. шт.) против уровня 2008 г.;

увеличение темпов падения добычи нефти, которая снизится против предыдущего года (табл. 4 и рис. 2):

в 2009 г. – на 18 млн. тонн (или 3,7%);

в 2010 г. – на 27 млн. тонн (или 5,7%);

в 2011 г. – на 20 млн. тонн (или 4,5%);

в дальнейшем, в связи с восстановлением объемов эксплуатационного бурения, падение годовых уровней добычи нефти значительно уменьшится (до 1% – в 2015 г.).

Таблица 4 - Изменение годовой добычи нефти по РФ, в % от предыдущего года

Показатели

Добыча нефти, млн. т/год

Изменение добычи нефти, млн. т/год

Рис.2 – Процент изменения годовой добычи нефти

При резком снижении из-за кризиса объемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м в 2009 – 2010 гг. добыча нефти по сравнению с гипотетическим вариантом 1 («Если бы не было кризиса») снизится по годам на следующие величины:

2009 г. – на 15 млн тонн (-3,1 %)

2010 г. – на 36 млн тонн (-7,5 %)

2011 г. – на 50 млн тонн (-10,6 %)

2012 г. – на 58 млн тонн (-12,4 %)

2013 г. – на 44 млн тонн (-9,8 %)

2014 г. – на 41 млн тонн (-9,2 %)

2015 г. – на 40 млн тонн (-9,1 %)

В сумме за 2009 – 2015 гг. – на 284 млн. тонн (-8,8 %).

Из-за значительной инерционности процесса разработки месторождений углеводородного сырья в стране основные потери в добыче нефти (50 – 58 млн. т/год), из-за влияния кризиса проявятся позднее – в 2011 – 2012 гг. При этом в варианте 3 в 2009 – 2015 гг. будет введено в эксплуатацию на 8675 скважин меньше, чем в варианте 1 («Без кризиса»).

Попутно интересно отметить, что полученная в Варианте 3 прогнозная кривая падения добычи нефти в 2008 – 2011 гг. почти повторяет (в зеркальном отображении) кривую роста фактической добычи нефти в предыдущий до пика период – 2003 – 2006 гг.

Также нужно указать, что при реализации программы развития добычи нефти по России по варианту 3 («Кризисному») в период 2009 – 2015 гг. на ведение буровых работ в объеме 68,5 млн. м потребуется капвложений ориентировочно 1,37 трлн. рубл. (или около 40 млрд. долл.), а общие капитальные затраты (с учетом обустройства нефтяных месторождений) могут составить 2,89 трлн. руб. (или 83 млрд. долл.).

Преодоление кризиса

Основные проблемы нефтесервисных компаний давали о себе знать и в докризисный период; это:

устаревшие технологии,

недостаток квалифицированных кадров,

неудовлетворительное техническое состояние оборудования,

преобладание постоянных затрат в структуре себестоимости.

Целями либерализации нефтесервисного рынка были стремление преодолеть хроническую недоинвестированность важной для экономики страны отрасли и создание гибкой системы отношений «заказчик - подрядчик».

Кризис может легко разрушить еще не окрепшую систему новых отношений на нефтесервисном рынке. Однако кризис стоит использовать для создания конкурентных преимуществ в посткризисное время. Подумать придется не только над организационно-техническими проблемами отдельных предприятий, но и над системой отношений в отрасли в целом.

Радикальное обновление технологий отечественного нефтесервиса – вопрос его выживания. Новые технологии нефтесервиса должны обеспечить работу отрасли в условиях истощения разрабатываемых месторождений, растущей трудности условий разведки и добычи.

Эксперты сходятся во мнении, что серьезные компании должны финансировать НИОКР, чтобы к окончанию кризисного периода предложить рынку новые технологии. В посткризисный период конкуренция будет гораздо жестче.

Альтернативой крупным инвестициям могут стать преобразования организации производства, не связанные с нарушениями технологии. По нашим оценкам, эти резервы составляют до 20% затрат; их использование поможет поднять производительность компании в несколько раз.

Кадровый вопрос на стадии бурного развития нефтесервиса стоял наиболее остро – квалифицированные рабочие и управленческие кадры было очень трудно найти, а их дороговизна в известной мере была обусловлена их мобильностью.

Сейчас с трудом собранные кадры приходится сокращать. Специалисты уходят в добывающие компании, в другие отрасли. В первую очередь уходят высококвалифицированные работники. Молодежь не идет в буровые компании, ибо в трудный момент ее сократят в первую очередь.

На первый план выходят мероприятия по удержанию квалифицированного персонала и подготовке кадрового резерва на случай разворачивания работ. Преимущество необходимо отдавать сотрудникам, которые являются носителями лучшей практики работы предприятия и/или способны к генерации новых полезных решений; тем, кто в период подъема сможет восстановить масштабы деятельности предприятия и кто в период кризиса сумеет работать по нескольким направлениям, помогая коллегам.

Известно, что расходы, связанные с владением буровым оборудованием, ремонтом и обслуживанием, составляют более половины себестоимости буровых работ. Поскольку рынок поставщиков «технической готовности» только начал формироваться, указанные затраты остаются для буровой компании постоянными. Поэтому компании и стремятся избавиться от такого «генератора затрат». Перспективы же участия в тендерах не дают свести к минимуму парк оборудования.

В связи с сокращением объемов производства целесообразен вывод (консервация) излишних мощностей. Однако не нужно забывать о должном отношении к выведенному оборудованию – его исправность и работоспособность должны поддерживаться на уровне, обеспечивающем быстрое разворачивание при изменении ситуации в благоприятном направлении.

Управление себестоимостью нефтесервиса остается трудной проблемой, решение которой пока не получено.

Сметная методика не позволяет сервисному подрядчику управлять своей себестоимостью: смета для него – инструмент управления выручкой, а не затратами. Методический подход к планированию и анализу экономики сервисного предприятия середины 1980-х гг. предполагал, что подавляющее большинство (до 90%) затрат классического бурового предприятия, имеющего в своей структуре вспомогательные производства и другие избыточные активы, относится к постоянным. Поэтому нет ничего более рискованного, чем сохранять структуру такого предприятия в условиях резкого падения объемов.

Средством «выпрямления» затрат является аутсорсинг. Так, прокатом бурового оборудования, услугами энергетического и транспортного обеспечения предлагается пользоваться только по мере работы по полученным контрактам. По такому пути пошли многие буровые компании, образовавшиеся из классических УБР. Стоимость собственного или аффилированного сервиса крупных нефтяных компаний (во многом сохраняющего классическую структуру) выше рыночного уровня в 1,5 – 2 раза.

Аутсорсинговая схема может эффективно работать при выполнении как минимум двух условий:

существует хорошо налаженное управление проектами строительства скважин (на уровне головной компании);

между партнерами установлены прочные правовые отношения, позволяющие контролировать качество субподрядных работ и их финансирование.

Итак, необходимы новые методы планирования и оценки экономической эффективности работы сервисных компаний, а также методы расчета экономической эффективности инноваций, связанных не только с технологической, но и с организационной стороной сервисного бизнеса, учитывающие изменившуюся структуру отношений на рынке нефтесервиса.

Структура нефтесервисного рынка России далека от оптимальной. В России на 7 нефтяных компаний приходится 90% рынка бурения. При этом около 50% рынка принадлежит аффилированным сервисным структурам пяти нефтяных компаний, еще 18% приходится на четыре независимые сервисные компании. По «закону соответствия масштабов» крупные заказчики работают с крупными подрядчиками. Следует учесть, что за большинством обозначившихся в России центров отраслевой интеграции стоит иностранный капитал. Поэтому места для отечественных независимых сервисных компаний на рынке почти не остается.

Другим фактором развития сектора средних и малых нефтесервисных фирм является налаженная система аутсорсинговых отношений «сервис – субсервис». В России система аутсорсинговых отношений в нефтесервисе пока еще не достигла той степени зрелости, когда можно говорить об устойчивых связях. Поэтому говорить о развитии средних и малых нефтесервисных компаний не приходится до тех пор, пока не изменится структура заказчиков.

Доля средних и малых нефтесервисных компаний на рынке может увеличиться, если будут развиваться средние и малые нефтяные компании. Объективный повод к такому развитию – переход все большей доли месторождений в категорию малопродуктивных или трудноразрабатываемых.

После стабилизации ситуации необходима реформа законодательства в целях поддержки малого и среднего бизнеса в области нефте- и газодобычи. Только небольшой бизнес может «вытянуть» экономику в период кризиса, ибо он охотнее принимает на себя риск. Создание комфортных условий для деятельности небольших нефтяных компаний автоматически приведет к оживлению малых и средних нефтесервисных компаний.

19 марта 2009 г. Минприроды подготовило предложения по дифференциации НДПИ для мелких месторождений, в которых считается целесообразным распространить применение вычетов из НДПИ инвестиций в геологоразведочные работы и инновационные технологии по разработке мелких и трудноизвлекаемых запасов.

Даже если структура соответствия «заказчик – подрядчик» на нефтесервисном рынке не изменится, имеются средства, способствующие оздоровлению рынка в целом. Таким средством может стать организация некоммерческого партнерства (или общероссийского реестра) нефтесервисных компаний с привлечением рейтингового агентства, оценивающего подрядчиков. Можно ожидать, что такая организация будет способствовать снижению издержек нефтегазодобывающих компаний, повышению качества работ и услуг подрядчиков, снижению взаимных рисков заказчиков и подрядчиков.

Заключение

Нефтяная промышленность России – стратегически важное звено в нефтегазовом комплексе – обеспечивает все отрасли экономики и население широким ассортиментом моторных видов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии, котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами. На долю России приходится около 13% мировых запасов нефти, 10% объемов добычи и 8,5% её экспорта. В структуре добычи основных первичных энергоресурсов на нефть приходится около 30 процентов.

В целом ресурсная база нефтяной и газовой отраслей ТЭК страны позволяла обеспечить бесперебойное снабжение экономики и населения топливом.

Нефтяная промышленность РФ обладает большой устойчивостью и положительной инерционностью.

Однако основными проблемами остаются:

высокая степень износа основных фондов;

недостаток инвестиционных вложений;

высокая степень зависимости нефтегазового сектора России от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

влияние кризиса.

Сколько-нибудь катастрофического падения добычи нефти из-за кризиса ожидать не следует.

В сложившихся кризисных условиях (из-за низких цен на нефть) один из вероятных сценариев развития нефтяной отрасли России может сопровождаться значительным сокращением объемов эксплуатационного бурения – до 8 млн. м/год в 2009 – 2010 гг.

Вследствие этого уровни добычи нефти по России могут снизиться до: в 2010 г. – 443 млн. тонн, в 2011 г. – 423 млн. тонн, 2015 г. – 400 млн. тонн.

Из-за влияния кризиса недобор нефти в 2009 – 2015 гг. (по сравнению с вариантом «без кризиса») оценивается в 284 млн. тонн (в среднем на 40 млн. т/год, или 8,8% в год), объем проходки может сократиться за указанный период на 23,5 млн. м, в эксплуатацию не будет введено 8675 новых скважин.

В сложившихся условиях нефтяная промышленность России нуждается в дальнейшем целенаправленном снижении налогового бремени с целью стимулирования поддержания эксплуатационного бурения, ввода новых скважин, реализации планов по освоению новых нефтяных месторождений с целью наращивания задействованной в нефтедобыче ресурсной базы углеводородного сырья.

При своевременном «адекватном» изменении законодательства РФ (НДПИ, экспортная пошлина и др.) падение цены на нефть на мировом рынке до уровня 50 долл./барр. для нефтяной отрасли России не является критичным.

Можно предположить, что возобновление многолетнего устойчивого развития нефтяного комплекса России может начаться при росте цены на нефть марки Urals на мировом рынке до уровня не ниже 70 – 80 долл./барр.

Несмотря на глобальное влияние кризиса (ожидаемое сокращение добычи нефти, и соответственно, ее экспорта за рубеж) Россия останется крупнейшим игроком на мировом нефтяном рынке до 2015 г. и в последующий период.

Список использованной литературы:

Кокурин Д., Мелкумов Г. Участники мирового рынка нефти//Российский Экономический Журнал. – 2009. - № 9.

Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский Экономический Журнал. – 2009. - № 9.

нефтяной понятие и структураРеферат >> География

Страны, где наиболее развита нефтяная промышленность . Проблемы и перспективы …………………...29-32 Заключение…………………………………………………………….33 Список... их сложившегося кризисного положения в нефтяной промышленности правительство РФ связывает не с дополнительными...

1. Промышленность РФ . Формы ее территориальной организации и роль иностранного капитала в решение з

   Реферат >> Строительство

   ... промышленности РФ 6 2. Формы территориальной организации промышленности России. 9 2.1. Топливно-энергетический комплекс. 11 2.2. Нефтяная промышленность . 11 2.3. Газовая промышленность ... играла и в перспективе будет играть значительную... и проблема неплатежей; ...

В поисках нового равновесия

Анализ «Делойт МаркетПойнт»

Нефтегазовая отрасль переживает непростые времена. Кризис на нефтяных рынках приобрел крупные масштабы, что привело к падению цен на нефть и значительным сокращениям капитальных расходов. Что же ждет нефтяную отрасль? Несмотря на то что внушительные сокращения капитальных и операционных бюджетов могут существенно повлиять на дальнейшее развитие отрасли, в своем анализе «Делойт МаркетПойнт» пытается найти положительные моменты в сложившейся ситуации. В отчете представлены перспективы развития нефтяной отрасли на ближайшие пять лет - от источников покрытия дефицита производства до влияния сегодняшнего спроса и предложения на нефтяные цены в будущем.

Нефтяные рынки в ближайшие пять лет

Начиная с середины 2014 года цикл развития рынков сырой нефти вошел в стадию снижения, что привело к падению цен, масштабному сокращению капитальных расходов и потере нефтегазовой отраслью былой стабильности. Не так давно рыночные цены временно опускались ниже отметки в 30 долларов за баррель. При этом одни аналитики прогнозируют дальнейшее снижение цен, другие же, напротив, говорят об их умеренном росте - как минимум в краткосрочной перспективе. Сегодняшний спад вызван рядом факторов, среди которых в том числе сланцевая революция в США, новая стратегия Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК), возглавляемой Саудовской Аравией, предусматривающая защиту доли рынка вместо обеспечения его сбалансированности, снятие санкций с Ирана, рост запасов сырой нефти и продуктов нефтепереработки по всему миру, а также ожидания относительно замедления роста мирового спроса на нефть в связи со мировым экономическим спадом.

В феврале 2015 года «Делойт МаркетПойнт» и выпустили отчет, содержащий анализ текущего состояния рынков нефти . В отчете рассматривались факторы, приведшие к падению нефтяных цен. В данной работе «Делойт МаркетПойнт» анализирует последние опубликованные рыночные данные и изменение динамики спроса и предложения на рынке нефти в связи с ожиданиями более низких цен. Мы также анализируем чистое влияние более низких цен на нефть в пятилетней перспективе на основании нашей модели MarketBuilder World Oil Model и инструмента Reference Case.

В настоящем отчете мы рассматриваем следующие темы:

• Расширение перечня отмененных проектов разработки
• Продолжающийся ввод в эксплуатацию новых мощностей по добыче
• Увеличение производства в Иране в результате снятия санкций
• Прогноз текущего и будущего спроса
• Сравнение прогнозов «Делойт МаркетПойнт», полученных при помощи инструмента Reference Case, с форвардной кривой

Анализ будущего нефтяной отрасли от компании «Делойт МаркетПойнт»

Тогда как текущие цены на нефтяных рынках отражают по большей части печальную ситуацию в отрасли, ощутимые сокращения капитальных вложений и операционных бюджетов за последний год будут иметь долгосрочные последствия. По данным нашего анализа, существующий объем отмененных или отложенных капитальных инвестиций, перенос инвестиционных проектов и исчерпание запасов в хранилищах приведет к дефициту предложения в размере свыше 1 млн баррелей в день уже в 2018 году. В результате в ближайшей перспективе произойдет так необходимый рост цены на нефть до примерно 58 долларов США, однако возврата к ценам выше 100 долларов за баррель ожидать не приходится.

На основе нашего анализа можно предположить, что такие страны, как США с их крупными месторождениями сланцевой нефти, Иран, Ирак и, возможно, Россия смогут потенциально покрыть первые два года дефицита добычи при цене 58 долларов США за баррель. После 2019 года продолжение роста спроса и падение производства потребуют дальнейшего увеличения цены для полного покрытия затрат производителей с высокими издержками, например, работающих с канадскими нефтяными песками и глубоководными морскими месторождениями.

На данное время экономическое положение государств определяется следующими важными факторами: внутренние ресурсы страны и степень ее интеграции в мирохозяйственную систему. Рынок стран Европы является одним из важнейших направлений экспорта Российской нефти.

Обострилась конкуренция со странами СНГ. Появились новые игроки на рынке такие как Азербайджан и Казахстан, которые создали альтернативные пути транспортировки нефти на международные рынки. В связи с этим изменятся приоритеты и мощности нефтяных потоков России, идущих в ближайшее и дальнее зарубежье.

Нефтяной комплекс играет важнейшую роль в развитии российской экономики, обеспечивая жизнедеятельность производственного и коммунального секторов страны, и в то же время приносит большую часть экспортных доходов.

Именно поэтому рассмотрение перспектив развития нефтегазового комплекса России на мировом рынке является приоритетной задачей для дальнейшего развития страны, поддержания ее экономической стабильности на мировом рынке и устойчивого положения на лидирующих местах в экспорте и использовании нефтяных ресурсов.

В настоящее время происходит постепенное истощение запасов нефти в мире, что является неравномерным процессом. Согласно доступным данным, нефтяная промышленность США уже вступила в период истощения существующих ресурсов.

Перспективы развития нефтегазового комплекса.

Разработка подготовленных запасов, в том числе на уникальных месторождениях, затрудняется из-за целого ряда проблем: сложных геологоэкономических условий, низких коллекторских свойств, удаленности от инфраструктуры, высоких экологических рисков в отдаленных регионах отсутствия технологий извлечения высоковязких нефтей, нерентабельности ввода в разработку новых участков в современной системе налогообложения.

Рис. 1. Динамика средней выработанности активных запасов нефти России в 1971-2011 гг., %

Рис. 2 Динамика средней выработанности трудноизвлекаемых запасов нефти России в 1971-2011 гг., %

Приоритетным направлением политики в сфере развития нефтяной отрасли является создание стимулов для освоения новых крупных месторождений нефти в России и развитие системы транспортировки углеводородов.

Стоит подчеркнуть, что в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли целевые показатели нефтедобывающей отрасли Стратегии развития энергетики пересмотрены в сторону снижения: по данным на ноябрь 2010 года добыча нефти в 2020 году прогнозируется на уровне 96,2% прогноза 2009 года.

По данным Oil News, независимого интернет-издания, добыча нефти в РФ в следующие 20 лет стабилизируется на уровне 2011 г., и поэтому возможности дальнейшего роста российской экономики за счет увеличения нефтедобычи исчерпаны. Об этом заявила глава Минэкономразвития РФ Эльвира Набиуллина.

Генеральная схема развития нефтяной и газовой отраслей.

Для большего поддержания нефтяной и газовой отрасли были созданы в 2008 и 2009 годах генеральные схемы развития нефтяной и газовой отрасли соответственно. Целью данных документов является обеспечение максимизации экономического эффекта функционирования отрасли в долгосрочной перспективе без снижения сегодняшнего уровня ежегодных налоговых поступлений (как уже было сказано ранее).

Генсхема определяет перспективные показатели развития отрасли:

• Ø уровень добычи нефти и газа, обеспечивающий максимальный экономический эффект и бюджетные поступления;
• Ø объем нефте- и газопереработки;
• Ø развитие транспортной инфраструктуры, необходимое для обеспечения внутренней и экспортной доставки целевых объемов нефти, нефтепродуктов а так же газа и газового конденсата.

Основные выводы по Генсхеме развития нефтяной отрасли:

• Ø Целевой профиль добычи нефти наиболее оптимально обеспечивает распределение нагрузки между государством и инвестором, предполагает стабилизацию ежегодной добычи нефти в период до 2020 года на уровне 505 млн. тонн.
• Ø Необходимо определить оптимальный налоговый режим в добыче нефти, обеспечивающий максимальные налоговые поступления и максимальную стоимость отрасли для страны при приемлемой сложности администрирования режима. (Такая работа ведется Минэнерго России с заинтересованными ФОИВ и НК).
• Ø Сохранение объемов нефтепереработки на текущем уровне 230-240 млн. тонн при увеличении глубины переработки до 85% в 2020 году обеспечит максимальный вклад нефтепереработки в экономику страны.
• Ø Выравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты вместе с грамотным управлением дифференциалом между пошлиной на нефть и нефтепродуктами являются ключевыми рычагами для достижения поставленных целей.

Завершение текущих диверсификационных проектов и реализация проектов по подключению новых центров добычи обеспечат гибкую и устойчивую к смене рынков инфраструктуру, хеджирующих страновые транзитные риски.

Рис. 3. Данные по Генеральной схеме развития нефтяной отрасли.

Так же данный документ предусматривает следующее изменение: Минэнерго и Минфин совместно с Роснедрами подготовили проект стимулирования разработки месторождений труднодобываемой нефти, который предполагает значительные скидки по налогам для нефтяников. Все такие месторождения в зависимости от сложности их эксплуатации предлагается разделить на две группы, которым будут даны разные скидки на НДПИ. Льготы планируется закрепить за месторождениями на семь лет для проектов первой группы и на десять лет для второй. Кроме того, будет создан резерв для ликвидации скважин.
Скидки нефтяники могут получить, только если месторождения сейчас не разрабатываются из-за нерентабельности, а уровень их выработанности на 1 января 2013 года не должен превышать 1%. Предполагается, что освоение проблемных месторождений принесет бюджету к 2015 году до $2 млрд. налогов, а к 2032 году - более $62 млрд.

В сентябре Министерство финансов РФ согласилось замедлить планируемые темпы роста налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), как просили отечественные производители газа. Это означает, что для независимых производителей газа НДПИ будет расти на 17% в год - чуть быстрее, чем регулируемые цены на газ (15% в год). Для «Газпрома» рост ставок составит 12.5% в год.

Рис. 4. Ресурсная база газовой промышленности России.

Из 47,8 трлн. м 3 разведанных запасов 21,0 трлн. м 3 приходятся на Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР), 10,4 трлн. м 3 – полуостров Ямал, 5,9 трлн. м 3 – шельф (в том числе 3,6 трлн. м 3 * – Штокмановское месторож-дение Баренцева моря), 4,6 трлн. м 3 – суша Европейской части РФ, 4,0 трлн. м 3 – Восточная Сибирь и Дальний Восток, 1,9 трлн. м 3 – другие регионы.

При этом ожидаемый объем разведочного бурения в целом по России составит 13140 тыс. м.

Прогноз основных показателей геологоразведочных работ на период 2008-2030 гг. представлен в таблице 4. В зависимости от результатов проводимых работ и уточнения геологической и геофизической информации приведенные показатели могут потребовать корректировки.

Табл. 4. Прогноз показателей геологоразведочных работ на период с 2008-2030 гг. по территории России.

Потребность в новых буровых станках и необходимом для строительства разведочных скважин металле (таблица 5), оценена предварительно и может меняться в зависимости от внедрения новых технологий, уточнения геолого-геофизической информации в процессе проведения разведочных работ.

Табл. 5. Потребность в материально-технических ресурсах для проведения геологоразведочных работ в России

Кроме того, более половины объемов прогнозируемого прироста запасов газа ожидается в районах, характеризующихся полным отсутствием какой-либо инфраструктуры.

Анализ текущего состояния и прогноза развития сырьевой базы газовой промышленности России показывает, что при выполнении приведенного выше объема геологоразведочных работ и создании соответствующей производственной инфраструктуры в новых газодобывающих регионах отрасль в перспективе обеспечит необходимые объемы добычи газа.

Новые газодобывающие регионы

Перспективными стратегическими газодобывающими регионами с точки зрения потенциальных ресурсов и запасов газа являются полуостров Ямал, шельф Баренцева моря, акватория и прилегающая суша Обской и Тазовской губ, а также Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Месторождения новых регионов (кроме месторождений акватории Обской и Тазовской губ) характеризуются значительной удаленностью от существующей производственной инфраструктуры, включая действующую систему магистральных газопроводов, многокомпонентными составами пласто­вой смеси, сложными горно-геологическими условиями залегания и низкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов. Для их эффективной эксплуатации в трудных природно-климатических условиях необходимо обес­печить решение ряда сложных научно-технических задач в области строитель­ства скважин, газопромысловых объектов и газопроводов в зоне многолетнемерзлых грунтов и морских месторождений, внедрения обеспечивающих сохранение окружающей среды новых технико-технологических решений. Все это потребует привлечения значительных объемов инвестиций.

Табл. 6. Прогноз добычи газа по регионам России, млрд. м 3

Прогноз развития добычи конденсата

В 2007 году добыча конденсата в России составила 15,1 млн. т, в том числе в Надым-Пур-Тазовском регионе – 9,9 млн. т (65,5 %), в европейской части – 4,9 млн. т (32,5 %), в Томской области – 0,3 млн. т (2 %), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 0,1 млн. т (0,7 %).

В перспективе объемы добычи конденсата увеличатся до 26-32 млн. т в 2020 году и до 31-37 млн. т в 2025 году.

Увеличение объемов добычи конденсата связано с вводом в разработку глубокозалегающих конденсатосодержащих залежей новых месторождений.

Таковыми, в частности, являются практически все новые месторождения Надым-Пур-Тазовского региона, где объемы добычи конденсата увеличатся с 10,0 млн. т в 2008 году до 15-18 млн. т в 2020 году и до 18-23 млн. т в 2025 году.

После 2025 года прогнозируется снижение добычи конденсата по России до 30-35 млн. т в 2030 году, в основном, в Надым-Пур-Тазовском регионе по причине наступления периода падающей добычи на газоконденсатных месторождениях.

Значительные объемы добычи конденсата прогнозируются в новых газодобывающих регионах. Предполагается, что на полуострове Ямал объемы добычи конденсата к 2030 году составят 5,3-5,5 млн. т, на шельфе Баренцева моря – 0,7-0,8 млн. т, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 4,8-5,4 млн.т.

Заключение.

В данной работе были рассмотрены перспективы развития нефтегазового комплекса относительно мирового рынка, были подчеркнуты будущие изменения как нефтяного, так и газового комплекса в отдельности. В результате можно сделать вывод, что нефтегазовый комплекс все время будет развиваться и будут находить все новые месторождения углеводородного сырья, все это будет происходить при хороших инвестициях в данную отрасль и развитии новых технологий. Лично мое мнение таково, что нефтегазовый комплекс это единственное то, на чем держится наша экономика, за счет чего мы получаем большие деньги, но дело все в том, что ресурс это хоть и неисчерпаемый, что доказано было учеными, в то же время они заявили, что потребуется немало времени для того, чтобы мы снова смогли использовать данный вид сырья, после его полного изымания из Земли. И исходя из этого, не смотря на то, что перспективы позитивны на счет будущего развития данной отрасли, я считаю, что либо наша страна скоро будет менять тот объект, на котором она основопогагает все будущее развитие страны, либо наша страна будет терпеть кризис, но все это произойдет через большой промежуток времени. Так же хотелось бы сказать на счет новых технологий и инвестиций. Роль их такова, что хорошие инвестиции помогают развивать наши технологии, что и так понятно, которые в свою очередь делают более эффективным добычу и переработку углеводородного сырья, то есть темпы извлечения увеличиваются, что ведет к более скорому «полному обнищанию» Земли, но в течение гонки среди других стран мы должны занимать одно из лидирующих мест. Что же в итоге? Мы лидеры, но наши месторождения все больше становятся нерентабельными, все больше денег уходит на то, чтобы сделать ремонт в скважине. Именно поэтому данная отрасль хоть и имеет какой-то вес на данный момент, через определенный промежуток времени все равно нефть и газ иссякнут и в таком случае нам придется искать новые пути получения энергии, до тех пор, пока нефть снова не возродится.

Енвд