Анализ кризиса в нефтегазовой промышленности России (стр. 3 из 5)

Динамика нефтедобычи в СССР и в России

При этом каждая из вновь вводимых доминирующих провинций включалась в нефтедобычу в тот период, когда предшествующая доминирующая провинция находилась на зрелой фазе своего развития. В послевоенные годы благодари освоению морских месторождений Азербайджана и мезозойского этажа нефтегазоносности Северного Кавказа эта провинция довольно длительное время находилась на зрелой стадии и обеспечила наряду с набирающей темпы Волго-Уральской провинцией необходимые уровни добычи. В последние полтора десятилетия такая преемственность поддерживалась в основном благодаря освоению Западно-сибирской провинции.

С 80-х гг. начинается заметное ухудшение условий добычи в Западной Сибири, что особенно явственно проявилось в конце 80-х — начале 90-х гг. К этому времени значительно изменилась структура запасов нефти за счет быстро росшей доли запасов с более высокими затратами на их освоение и добычу. За 80-е годы средний дебит нефтяных скважин снизился в 2,8 раза, при этом в Западной Сибири — более чем в пять раз. Средний размер запасов новых месторождений в Западной Сибири уменьшился со 149 млн т в начале 80-х до 19 млн т в начале 90-х гг.

То есть, налицо явные признаки поздней стадии для главной нефтедобывающей провинции страны — Западной Сибири и приближения к ней России в целом. Продлением “молодости” для провинции может быть открытие нового структурного этажа нефтегазоносности, а для страны — открытие новой богатой провинции. Достаточно высокая степень геологической изученности свидетельствует, что имеющиеся или потенциальные этажи нефтегазоносности не идут ни в какое сравнение по продуктивности с основным — юрско-меловым, а освоение имеющихся перспективных нефтегазсносных провинций не сможет повлиять на уровень нефтедобычи столь же значительно, как это произошло при вводе в разработку Волго-Урала и Западной Сибири.

Как было показано выше, Тимано-Печорская, Восточно-Сибирская и Прикаспийская (подсолевая часть) провинции ни по объему предполагаемых запасов, ни по условиям освоения не смогут переломить ситуацию в старении сырьевой базы нефтяного комплекса России в силу фундаментальных геологические и природно-климатических причин (см. диаграмму на рис. 1). В аналогичной ситуации находятся нефтегазоносные провинции арктического шельфа, где главную сдерживающую роль будут играть условия и стоимость освоения. Самое большее, что можно ожидать от этих провинций в случае их успешного освоения — это замедление процесса перехода российской нефтедобычи из зрелой стадии к поздней.

Само по себе изменение стадии развития является неизбежным для каждой страны и означает необходимость изменения модели нефтеобеслечения, в том числе и в части нефтедобычи. Помимо снижения объемов последней, в цене нефти существенно сокращается рентная составляющая и, соответственно, рентный доход государства. Вместе с тем, как показывает пример США, нефтяная промышленность этой страны по сравнению с российской пережила более длительную историю, имеет более высокую степень изученности (разбуренность перспективных территорий превышает российскую по различным видам скважин в 5-10 и более раз) и, соответственно, более высокую выработанность недр. Тем не менее, при существенно меньших запасах, чем в России (на 55% согласно ежегодному статистическому справочнику ВР) и их значительно большей выработанности, нефтяная промышленность США, начиная с 1992 г., добывает нефти существенно больше:

в 1992 г. - на 14,7 млн т, в 1993

- на 42,6, в 1994 - на 70,4, в 1995

- на 73,2, в 1996 - на 80,4, в [997 — на 72,3 млн т (тот же источник).

Для сравнения на рис. 2 показана динамика годовой добычи и запасов нефти в России и США в период 1988-98 гг. Приведенная на нем диаграмма иллюстрирует не столько степень падения добычных возможностей нефтяного комплекса России, сколько их потенциал, поскольку главной причиной падения добычи следует считать спросовые ограничения, оставившие невостребованными имеющиеся возможности.

Рисунок 2.

Динамика годовой добычи и запасов нефти в России и США

Мировая практика показывает, что малодебитные скважины (с дебитом нефти менее 2 т/сутки на скважину) обеспечивают, к примеру, в Канаде более 30% общей добычи, в США – около 40% (большая часть превышающего 500 тысяч единиц фонда скважин США — малодебитная), Эксплуатацию малодебитных скважин осуществляют в основном специализированные малые и средние предприятия, которых в США, например, зарегистрировано 25 тысяч. Успешное функционирование небольших компаний в нефтедобывающей отрасли развитых стран стало возможным благодаря целенаправленной государственной политике. Там их деятельность поддерживают за счет внедрений гибкой системы налогов и льгот, вплоть до полного освобождения от прямых “нефтяных” налогов, когда основной доход от эксплуатации малодебитных скважин государство получает за счет косвенным налогов, с лихвой компенсирующих “недополученные” прямые отраслевые налоги.

Средний дебит нефти каждой бездействующей скважины в России находится в диапазоне от 1,0 до 10,0 т/сутки и в целом по стране определяется на уровне 3,0-3,5 т/ сутки. Таким образом, средний дебит бездействующих скважин в нашей стране почти в два раза превышает верхний уровень дебитов работающих малодебитных скважин в США. При единовременном вводе в эксплуатацию всех неработающих и законсервированных российских скважин добыча нефти может составить 140-150 тыс. т/сутки, или 50-55 млн т в год. Для такого наращивания добычи за счет освоения новых месторождений потребовались бы капиталовложения на уровне $10-12 млрд. Для ввода же в эксплуатацию неработающие и законсервированных российских скважин не нужны большие затраты — требуется изменение законодательства в области налогообложения объектов нефтяной и газовой промышленности, учитывающее объективно обусловленное ухудшение показателей разработки месторождений с течением времени.

Как же в случае целесообразности или необходимости этот потенциал может быть реализован? Прежде всего, следует рассмотреть, насколько состояние сложившейся сырьевой базы соответствует той институциональной структуре, которая начала формироваться с начала 90-х гг.

Выше было показано, что процесс освоения нефтегазовых ресурсов в рамках провинций (территорий, регионов размещения залежей нефти и газа) носит ярко выраженный динамический характер. При этом динамика добычи углеводородов в рамках совокупности нефтегазовых провинций в границах отдельной страны “складывается” из динамики добычи отдельных провинций, находящихся на разных стадиях зрелости — начала освоения и добычи, интенсивного освоения и добычи, высокой степени освоенности и высоких стабильно устойчивых уровней добычи, падающей добычи и, наконец, завершающей добычи углеводородов. В то же время, в пределах отдельных нефтегазовых провинций добыча отличается не только отмеченной выше стадийностью, но и наличием определенной закономерности в открытии, разработке и освоении месторождений углеводородов.

“Естественная” динамика составляет в определенном смысле технологическую основу реальной динамики добычи углеводородов. В свою очередь, реальная динамика добычи углеводородов определяется не только (и, следует добавить, не столько) естественными факторами и условиями, сколько является результирующей величиной действия, как минимум, трех факторов — естественных, технико-технологических, а также факторов и условий, определяемых институциональным устройством нефтегазового сектора. Из них первые два традиционно рассматриваются как постоянно действующие разнонаправленные составляющие процесса разработки недр, третьему же пока уделяется не так много внимания.

Иституциональные преобразования нефтегазового сектора экономики.

Рассмотрение институциональных факторов и условий позволяет значительно расширить и углубить понимание (и, следовательно, обоснованность принимаемых решений) процессов реальной динамики нефтегазового сектора. В общем случае рассмотрение институциональных факторов и условий предполагает рассмотрение взаимосвязи “правила, нормы поведения экономических субъектов” — “формы экономического взаимодействия” — “организационные структуры”.

Институциональный подход позволяет увязать воедино собственно институциональную составляющую (нормы, правила и формы взаимодействия) с технико-технологической составляющей (представленной активами того или иного сектора экономики). Именно здесь, на пересечении институционального и технико-технологического аспектов того или иного сектора экономики и возникает возможность углубления понимания и оценки динамики рассматриваемого сектора.

Институциональные преобразования, обусловленные специфическими особенностями активов нефтегазового сектора экономики, имеют значительное своеобразие, подразумевающее не только производственные фонды, но и месторождения углеводородного сырья со специфическими условиями их разработки и освоения. Причем, если характеристики производственных активов (трубопроводов, промысловых сооружений и пр.) способствуют формированию организаций, объединяющих владение такими активами для достижения эффекта экономии от масштаба, то продуктивность месторождений и провинций на разных стадиях их эксплуатации создает условия для дезинтеграции единых организаций, поскольку эффект экономии от масштаба на определенных стадиях перестает действовать.

Норвежский исследователь О. Норенг отмечает, что основная проблема организационной структуры нефтегазового сектора на шельфе Северного моря — в том, что она значительно устарела. Новые месторождения, подлежащие освоению и разработке, становятся все меньше, все более сложными и, следовательно, более дорогими. Выход из данной ситуации может быть различным — изменение в налоговых условиях, в стратегиях нефтяных компаний и их положении, а также преобразование организационной структуры сектора (т.е. изменение числа и типов нефтегазовых компаний на территории провинции). Все это вызывает в жизни разнообразные изменения как в самом нефтегазовом секторе, так и в государственной политике по отношению к этому сектору.