Кризис нефтегазового комплекса как он есть.
Более десяти лет Советский Союз был мировым лидером добычи нефти за счет крупных запасов, по объему которых он входил в первую пятерку нефтедобывающих стран. Постоянно росли поставки нефти за рубеж и, несмотря на ее значительное внутреннее потребление, валютные поступления в отдельные годы превышали половину общей экспортной выручки. Помимо богатой природно-сырьевой базы не менее важным фактором быстрого роста добычи нефти были все возрастающие капиталовложения в отрасль.
Рост капиталовложений инициировался усиливающейся потребностью в свободно конвертируемой валюте для решения назревших в стране экономических проблем, в том числе закупки продовольствия, промышленных товаров, машиностроительной продукции, высоких технологий и т. д. Кроме того, нефть требовалась для решения чисто политических задач поддержания экономик бывших социалистических стран. Поставки им осуществлялись зачастую на условиях далекого от мировых цен паритетного товарообмена, и часть нефти реэкспортировалась из этих стран уже по мировым ценам.
Внутренне потребление нефти отличалось низкой эффективностью из-за отсутствия в стране нужных экономических механизмов и ориентацией на количественные показатели производства. Не было и заинтересованности в наиболее прибыльном производстве продукции, свой “вклад” вносила также распределительная система при фиксированных низких ценах на нефть и нефтепродукты. После быстрого роста добычи нефти в 70х годах коэффициент выхода светлых нефтепродуктов при переработке упал более чем на 10%, и только в начале 90х годов он вернулся на прежний уровень-62%. Низкой энергетической эффективностью отличался моторный парк, большинство производственных процессов, потребления в коммунально-бытовом секторе. На производство единицы ВНП в России расходовалось в несколько раз больше нефти, чем в странах ОЭСР.
Обобщая сказанное о предшествующем периоде развития отечественной нефтяной промышленности, можно указать на четыре ее основные функции:
· она обеспечивала нефтью и нефтепродуктами огромный и крайне неэффективный производственный комплекс;
· служила основным источником валютных ресурсов;
· была важным средством поддержания экономик социалистических стран;
· помогала решать внутренние экономические проблемы за счет нефтедолларов.
Какое же наследство получила российская нефтяная промышленность в результате осуществления указанных функций?
Из-за интенсивной отработки наиболее богатых месторождений значительно изменилась структура запасов нефти за счет ускоренно росшей доли запасов с более высокими затратами на освоение и добычу. К началу 90-х гг. в России доля запасов разрабатываемых месторождений с затратами, превышающими среднеотраслевую себестоимость добычи, составляла 11-12%, а аналогичная их доля в запасах неразрабатываемых месторождений, открытых во второй половине 80-х. гг., достигала уже 38%. Среди прогнозных категорий запасов доля “сверхдорогих” превышала 50%.
Другим следствием форсированной добычи нефти является низкий уровень ее извлечения из недр. Из-за нарушения оптимальных режимов отбора из пласта значительная часть нефти оказалась в “целинах” или в других сложных горно-геологических условиях, и ее извлечение требует колоссальных затрат или вообще невозможно. Подобных остаточных запасов благодаря усиленной эксплуатации сейчас имеется сотни миллионов тонн.
В 90-е гг. неуклонно ухудшались показатели прироста запасов, объемов добычи, состояния основных фондов и капитального строительства. По данным Минтопэнерго РФ, в эти годы происходит устойчивое падение добычи — с 462, 3 млн. т в 1991 г. до 301, 3 млн. т в 1996 г. В 1997 г. добыча несколько увеличилась — до 305, 3 млн. т, а в 1998 г. было добыто около 303 млн. т, что говорит об относительной стабилизации добычи.
Эксплуатируемый фонд месторождений, особенно крупных и средних, характеризуется высокой степенью выработанности начальных запасов, что обусловливает для большинства из них падение добычи более, чем на 3% в год и очень высокую обводненность добываемой нефти (более 90%). Значительно вырос фонд бездействующих скважин — до 36 680 единиц, что составляет 26, 3% эксплуатационного фонда, а объем бурения сократился в четыре раза. Можно также указать на значительное уменьшение капитальных вложений, ввода новых скважин и других объектов производственного и непроизводственного назначения.
В последние годы в нашем обществе распространилось и укрепилось мнение, что нефтяная промышленность России находится в состоянии глубокого кризиса. Но можно посмотреть на эту проблему и с другой стороны. Если добыча нефти сократилась за 1991-97 гг. на 34%, то общий спад промышленного производства составил 60%, а снижение ВВП — 50%. На этом фоне нефтедобыча выглядит довольно благополучно, тем более, что в той области, где действовал реальный спрос — в экспорте в дальнее зарубежье, наблюдался неуклонный рост, который сейчас приблизился к своим техническим пределам с точки зрения мощностей транспортировки и мировых цен на нефть.
Можно даже условно говорить о повышении эффективности нефтедобычи, поскольку ее падение на 34% произошло при сокращении объемов эксплуатационного бурения почти в четыре раза и увеличении фонда бездействующих скважин почти в 1, 6 раза. Подобная же тенденция прослеживалась и в 1998 г., когда ожидаемое максимальное падение добычи нефти на 3, 4% сопровождалось почти 20-процентным снижением объема капвложений в эксплуатационное и разведочное бурение, промышленное строительство, ввод основных фондов.
Хотя зависимость между уровнем добычи нефти и приведенными параметрами более сложная, особенно если учесть существенное влияние действующих фондов, созданных в значительной степени до начала падения добычи, представление о ситуации как о глубоком кризисе при существующих соотношениях добычи нефти, отраслевых и макроэкономических показателей звучит неубедительно.
По-видимому, причины относительно благополучного положения нефтяной промышленности можно объяснить следующим:
· нефть, газ и продукты их переработки являются высоколиквидными на внутреннем и внешнем рынках товарами для всех отраслей экономики; они обеспечивают самые насущные потребности человека и используются в высокотехнологичных процессах и производствах, что обеспечивает высокий устойчивый спрос на них внутри страны и на мировом рынке;
· НГК, созданный на советском этапе развития для удовлетворения потребностей милитаризованной экономики с ведущей ролью тяжелой и других энергоемких отраслей промышленности, благодаря своей избыточности (после обвального сокращения российского ВПК) смог не только длительное время в условиях острой нехватки инвестиций удовлетворять сократившийся спрос, но и дотировать важные потребности некоторых отраслей и социальной сферы.
Безусловно, существует опасность обвального выбытия старых фондов или закрытия большого числа скважин в связи с их нерентабельностью при новых ценах. Поэтому необходимо формировать стратегию противодействия нарастанию отмеченных негативных явлений, учитывая, что нефтяная промышленность является бюджетообразующей отраслью и главным экспортером, и ее состояние самым непосредственным и быстрейшим образом сказывается на экономике страны.
Следует отметить, что при отсутствии такого платежеспособного потребителя, как мировой рынок нефти, нефтяная промышленность России стояла бы по степени упадка в одном ряду с другими отраслями.
Существует распространенное мнение, что коренной перелом в состоянии нефтедобычи может произвести резкое наращивание объемов геологоразведочных работ, которые должны привести к открытию высокопродуктивных месторождений.
Для подавляющего большинства регионов низкая успешность геологоразведочных работ отражает не только и не столько их недостаточные объемы, сколько объективный процесс падения их эффективности по мере повышения степени изученности. Эту тенденцию закрепляет существующее положение с использованием ставок ВМСБ по месту их образования, т.е. в районах развитой нефтедобычи, как правило, хорошо геологически изученных.
Несколько исправить ситуацию может изменение такого положения с концентрацией ГРР в наиболее перспективных районах — Тимано-Печорском, Прикаспийском, Восточно-Сибирском. Однако здесь не приходится ожидать таких же результатов, которые были получены при открытии Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.
Во-первых, осадочные бассейны этих регионов имеют существенно меньшие размеры. Во-вторых, в некоторых из них (Тимано-Печорском) уже сделанные довольно крупные открытия не могут быть реализованы по экономическим и техническим причинам. В случае открытия крупных месторождений в подсолевом комплексе Прикаспия также ожидаются серьезные проблемы с их освоением и эксплуатацией. Восточная Сибирь, как почти все активизированные платформы, также не обещает гигантских открытий, способных коренным образом изменить ситуацию, хотя открытие Ковыктинского газового и Юрубченского газонефтяного месторождений говорит об определенных перспективах этого региона.
Геологические и природно-климатические условия и местоположение возможных крупных открытий предопределяют длительный срок их освоения и создания соответствующей инфраструктуры, что позволяет полагать, что одни ГРР, даже в случае их правильного развертывания и получения удовлетворительных результатов, не могут коренным образом переломить ситуацию в случае необходимости наращивать добычу нефти.
Перелом могут внести месторождения арктического шельфа, но полные затраты на освоение этого региона и доведение его до стадии нефтедобывающего столь высоки, что позволяют рассматривать его лишь как резерв отдаленного будущего. Ведь в мире имеется значительно большие ресурсы с несопоставимо меньшими издержками, а российская нефтяная промышленность все более интегрируется в мировую, и в дальнейшем эта интеграция будет расширяться, что делает бессмысленной добычу нефти с затратами выше мировой цены при единых ценах и наличии более дешевых запасов.
Поэтому весьма вероятно, что нефть арктического шельфа восточнее Карского моря окажется невостребованной в течение всего периода “нефтяной эры”, т.е. активного использования нефти и нефтепродуктов.
На протяжении более полувека российская нефтедобыча была в ряду крупнейших (а в течение довольно длительного периода — самой крупной) именно благодаря геологическим открытиям. Сначала Волго-Уральская нефтегазоносная провинция пришла на смену достигших своего потолка и начинающих снижать добычу месторождений Азербайджана и Северного Кавказа, затем ее сменила Западная Сибирь.
Вышеприведенные аргументы, основанные на достаточно высокой степени геологической изученности территории страны, свидетельствуют об отсутствии такого региона, освоение которого повлияло бы на нефтедобычу столь же значительно, как Волга-Урал и Западная Сибирь. В таких условиях для выбора стратегии дальнейшего развития добычи полезно попытаться, опираясь на уже накопленный опыт истории нефтяной промышленности разных стран, определить характерные особенности той стадии развития, на которой находится российская нефтедобыча.
Стадии развития нефтегазоносных провинций
Добычные возможности российской нефтяной промышленности прежде всего зависят от состояния разведанности, подготовки к эксплуатации и степени выработанности основных нефтедобывающих провинций, а также от перспектив открытия новых провинций, способных компенсировать выбывающие.
База нефтедобычи представляет собой совокупность нефтеносных (в общем случае нефтегазоноснык) провинций. Последние представляют собой природные образования с определенными свойствами. При освоении ресурсов углеводородов они претерпевают ряд последовательные изменений, переходя из одной стадии развития в другую (табл.).
Стадии развития нефтегазоносных провинций и их основные геолого-экономические характеристики
| Стадии |
Геолого-экономические характеристики
|
||||||
| Геологическая изученность |
Геологический риск |
Экономический риск |
Налоговая политика |
Успешность геологических работ (открытия) |
Уровень добычи |
Рентный доход |
|
| Допоисковая |
низкая |
отсутствует |
отсутствует |
отсутствует база налогообложения |
Специальных работ не проводится |
- |
- |
| Поисковая |
начинает повышаться |
высокий |
низкий |
льготная |
Невысокая |
- |
- |
| Ранняя |
быстро растущая |
быстро снижающийся |
быстро снижающийся |
фискальная |
Очень высокая |
быстро растущий |
высокий |
| Зрелая |
высока |
низкий |
низкий |
активно-фискальная |
Высока |
высокий |
высокий |
| Поздняя |
очень высокая |
низкий |
высокий |
льготная |
Низкая |
Быстро падающий |
низкий |
| Затухающая |
очень высокая |
высокий |
высокий |
льготная |
Очень низкая |
очень низкая |
очень низкая |
Первую стадию можно назвать допоисковой. При этом имеются лишь теоретические предпосылки и самые общие геологические данные, свидетельствующие о возможном наличии месторождении нефти и газа, таких как достаточно мощный осадочный чехол, присутствие в нем пород- коллекторов, пород- покрышек, возможных нефтематеринских пород и т.д. Эта информация формируется в результате планомерного изучения геологического строения территории страны, не требует специальных затрат на поиски месторождений углеводородов и поэтому не связана с экономическим риском.
Вторая стадия — поисковая. В этот период выявляются перспективные структуры, проводится поисковое бурение, устанавливается более детальное геологическое строение, проводится опробование вскрытых поисковым бурением коллекторов и т.д. Эта стадия длится вплоть до получения первых промышленных притоков углеводородов. Она связана со значительным геологическим риском, но затраты на этой стадии сравнительно невелики и есть высокие шансы, что после первых открытий они многократно окупятся. Вместе с тем, привлечение в новые районы предприятий и компаний, готовых проводить поисково-разведочные работы, требует для них определенных экономических льгот.
Третью, раннюю стадию, характеризует быстрый рост геологической изученности и крупных открытий, Большинство наиболее крупных месторождений открывается именно на этой стадии, поскольку, как правило, гигантские и крупные месторождения из-за своей величины наиболее легко обнаруживаются стандартными методами геологической разведки. Поэтому обычно на ранней стадии сначала открываются крупнейшие и крупные месторождения, включая гиганты (с запасами свыше 300 млн. т нефти), затем наступает “очередь” средних (10-30 млн. т) и, наконец, мелких и мельчайших (с запасами от нескольких тысяч тонн до нескольких миллионов). На этой стадии начинает быстро развиваться инфраструктура в связи с необходимостью обеспечения добычи, подготовки и транспортировки больших количеств нефти. В цене нефти, добываемой на этой стадии, резко возрастает рентная составляющая, что делает благоприятным увеличение налоговые платежей собственнику недр — государству.
Четвертую стадию обычно называют зрелой. Ее характеризует достаточно высокая степень геологической изученности, добыча достигает своего пика и стабилизируется на данном уровне с последующим плавным снижением. Привлеченные низким геологическим риском нефтедобывающие компании и предприятия разворачивают активные работы по освоению и эксплуатации месторождений. На экономическую эффективность работ на этой стадии наиболее ощутимое влияние оказывает эффект масштаба, позволяющий наращивать развитие инфраструктуры и добывающих мощностей. Рентная составляющая продолжает занимать значительное место в цене продукции.
Вместе с тем, широкомасштабные работы приводят к истощению лучших объектов и заставляют перемещаться на высокозатратные, что приводит к началу снижения добычи, уменьшению доли ренты в цене и переходу на предпоследнюю стадию.
Она называется поздней. На этой стадии уже не происходит полной компенсации выбывающих объектов новыми, пусть и более затратными. В структуре разрабатываемых запасов все большее место занимают трудноизвлекаемые низкоэффективные запасы. Объемные и экономические показатели начинают ускоренно ухудшаться по мере выбытия относительно лучших запасов. Соответственно уменьшается рента, и в цене продукции все большую роль играют производственные затраты. Эффект масштаба уступает место эффектам специализации и инноваций, которые вместе с созданной инфраструктурой позволяют получать нормальную прибыль.
Последнюю стадию можно назвать затухающей. В этот период продолжают действовать эффекты предыдущей стадии, но объекты приближаются к границе экономической эффективности и выбывают один за другим. Нередко отдельные объекты продолжают работать довольно долго после выбытия основной массы добывающих мощностей из-за особо ценных качеств нефтей и благоприятного расположения по отношению к существующей инфраструктуре.
Возвращаясь к добычным возможностям, можно констатировать, что если страна имеет одну нефтегазоносную провинцию, то ее нефтедобыча переживает описанные выше стадии со всеми их последствиями. Если же, как в России, США, Канаде и некоторых других странах, имеется несколько таких провинций, то зависимость состояния нефтедобычи таких стран от уровня развития их провинций имеет более сложный характер. Главное,что определяет такую зависимость, — это время освоения отдельных провинций и их продуктивность по отношению друг к другу, Последняя стадия включает не только абсолютные значения запасов углеводородов, но и их ценность, определяемую условиями освоения.
Добыча нефти в России и в СССР.
В истории российской нефтедобычи (в большей части — советской) довольно четко наблюдается последовательная смена доминирующих провинций: Кавказ — Волга-Урал — Западная Сибирь. Естественно, были и другие провинции (Западная Украина, Коми АССР, Ферганская впадина, надсолевой Прикаспий, Мангышлак и др.), но они не играли определяющей роли в структуре нефтедобычи (рис. 1).
Рисунок 1 .
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
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.
Основная задача состоит в контроле издержек с целью их минимизации, но не только за счет усилий со стороны компаний, а также и путем проведения структурных изменений s нефтегазовом секторе. Благоприятные геологические условия, как правило, способствуют сохранению принятой организации и технологии. Нефтегазовый сектор стремится компенсировать ухудшение условий (ценовых или геологических) за счет технологических или организационных инноваций. При этом консервативная институциональная структура может затруднять процесс адаптации нефтегазового сектора к меняющимся условиям.
Естественная динамика природной части активов комплекса определяет такую принципиальную особенность процесса институциональных преобразований в нем, как ярко выраженный динамический и региональный характер. Это означает, что по мере исчерпания лучших месторождений и перехода ко все более сложным и более выработанным объектам меняются не только технологические, но и экономические нормы и правила, определяющие особенности освоения и разработки подобных объектов. Также по мере изменения характеристик активов и изменения норм и правил (как технологических, так и экономических) меняются правила и формы взаимодействия хозяйственных единиц в рамках сектора в пределах той или иной нефтегазовой провинции. Там, где раньше экономически более целесообразно было объединение смежных (или последовательных) технологических стадий в рамках единой собственности (т.е. под эгидой одной полностью или частично интегрированной компании), позже данное объединение перестает давать желаемый эффект. Интегрированные (полностью или частично) компании начинают дробиться — из их ведения выделяются отдельные производственные стадии или целые технологические этапы, которые затем трансформируются в самостоятельные компании, оперирующие на региональном уровне. Данная тенденция является отражением более общей закономерности, связанной с прекращением получения эффекта экономии от масштаба, вызванного уникальными или крупными размерами первоначально вовлекаемых в разработку деторождении.
Несмотря на применение крупными компаниями уникальных технологий, смягчающих ухудшение характеристик разрабатываемых месторождений, общая закономерность действует неумолимо — на смену крупным компаниям и операторам приходят средние, мелкие и мельчайшие операторы и хозяйственные единицы. В рамках отдельного месторождения с течением Времени крупная компания замещается менее крупной и так далее до тех пор, пока объектами трансакций не становятся отдельные скважины. Тем самым постепенно действие эффекта экономии от масштаба во все большей степени замещается получением эффекта от большей гибкости и избирательности в применении технических и управленческих инноваций мелкими и сверхмелкими узкоспециализированными фирмами и подрядчиками.
Данная последовательность обеспечивает формирование гибкой институциональной структуры, направленной на достижение адаптивной эффективности. Именно адаптивная эффективность на стадиях высокой степени зрелости нефтегазовых провинций способствует продлению периода их экономически целесообразного функционирования. Такой процесс требует более высокого уровня специализации, обеспечения большей прозрачности издержек и наличия более простых процедур переуступки прав на пользование недрами (не только отдельных участков в пределах лицензионных блоков, но вплоть до отдельных скважин), а также новых подходов и новых форм сотрудничества и кооперации в процессах разведки, освоения и разработки месторождений.
Итак, институциональные преобразования в рамках нефтегазовою сектора предполагают:
· формирование норм и правил, учитывающих динамические и региональные особенности основных активов сектора — месторождений углеводородного сырья;
· изменение форм взаимодействия хозяйственных единиц в рамках сектора по мере изменения характеристик активов — “замещение” внутрифирменных связей и взаимодействий (в рамках единой собственности) межфирменными, основанными на контрактных отношениях различных узкоспециализированных компаний и операторов;
· эволюцию организационной структуры сектора в рамках отдельных нефтегазовых провинций в направлении постепенного ослабления роли и значения крупных и интегрированных структур и компаний;
· перенос добывающей деятельности крупных интегрированных компаний в другие нефтегазоносные провинции, в другие страны и в другие регионы мира по мере исчерпания условий и предпосылок их эффективного функционирования в рамках отдельный провинций.
Сказанное выше вовсе не означает, что вертикально интегрированные крупные компании исчерпали себя. Данные компании эффективны и целесообразны на начальных этапах освоения и разработки месторождений в рамках отдельных провинций, а также до достижения провинциями высокой степени зрелости. В рамках же отдельной страны эффективность крупных интегрированных (полностью или частично) компаний может сохраняться при наличии новых или находящихся в
начальной или зрелой стадии нефтегазовых провинций (т.е. там, где они могут в полной мере реализовать свои преимущества).
Основной стратегией крупных компаний является, таким образом, не столько сохранение присутствия в рамках отдельных длительное время разрабатываемым провинций, сколько перенесение тяжести основных усилий в новые районы, на новые крупные месторождения. По мере появления новых технологий освоения и добычи углеводородов крупные компании получают возможность продлевать период экономически эффективного пребывания на ранее освоенных месторождениях. Однако, как было отмечено выше, природные особенности активов нефтегазового сектора, определяющие их динамику, тем не менее, берут свое, и компании вынуждены менять районы основных добывающих операций.
Опыт России.
Институциональную структуру нефтегазового сектора СССР отличал ярко выраженный дезинтеграционный характер — нормы и правила, формы взаимодействия, организационная структура сектора — все это имело мало общего с ориентацией на достижение экономической эффективности. В основе институциональной структуры лежали нормы и правила административного управления и взаимодействия хозяйственных единиц. Отсюда и преобладание бюрократических процедур управления и координации, а также стремление к образованию замкнутых территориально-производственных формирований с узкой специализацией, таких как производственные объединения по добыче и переработке углеводородов.
Вполне очевидным явлением на начальном этапе проведения экономических реформ стало стремление к преодолению данных недостатков. В этой связи основной акцент был сделан на создание вертикально интегрированных (полностью или частично) компаний, которые неоднократно провозглашались основными хозяйствующими субъектами в нефтегазовом секторе экономики России. Отдавая должное роли вертикально интегрированных компаний, все же следует отметить, что такой подход никак не учитывает и не принимает во внимание динамику основных активов сектора и динамические особенности институциональной структуры сектора в рамках отдельных нефтегазовых провинций и стран.
Для формирования сегмента мелких и средних компаний большинство стран мира используют не только различные формы и методы государственной поддержки — как нетарифные (такие, как, например, льготы по выходу на гарантированные рынки сбыта продукции), так и тарифные связанные с предоставлением пониженных тарифов на период возврата основных инвестиций). Немаловажную роль играет государственная политика в области предоставления лицензий на право разработки месторождений. Последнее особенно важно в российских условиях, где права на освоение и разработку всех основных газовых месторождений и 180 нефтяных месторождений были предоставлены крупнейшим нефтегазовым компаниям на бесконкурсной основе.
Как показало дальнейшее развитие событий, предоставление лицензий на значительное число месторождений крупнейшим нефтегазовым компаниям изменению ситуации в добыче нефти не способствовало, поскольку крупные вертикально интегрированные компании не заинтересованы в доразработке старых месторождений (после достижения определенных технологических и экономических границ), а также в освоении мелких и незначительных по запасам месторождений. Однако доля таких месторождений и запасов в России весьма значительна и продолжает увеличиваться.
Нам представляется, что к числу основных причин современных трудностей нефтяной, а в скором времени, возможно, и газовой промышленности относятся кризис и исчерпание возможностей сформированной на начальном этапе проведения экономических реформ институциональной структуры нефтегазового сектора. Нормы и правила освоения и разработки месторождений (прежде всего, система налогообложения), формы взаимодействия участников рассматриваемого сектора и, наконец, организационные структуры — все это вместе взятое не способствует формированию той адаптивной эффективности, о которой говорилось выше.
Говоря об уже намечающемся сходстве ситуации в нефтяной и газовой промышленности, мы имеем в виду, что современная добыча газа в России базируется на трех месторождениях-гигантах, одно из которых уже вошло в стадию падающей добычи, другое близко к ней, а начало падения добычи на третьем — тоже не за горами. Инвестиции в эти месторождения были осуществлены в советский период за счет бюджета, равно как и в основную . часть Единой газотранспортной системы,
Уже сейчас возникает, а в ближайшие годы значительно увеличится ^ потребность во вводе новых мощностей как для компенсации падения добычи на основных месторождениях, так и для обеспечения прироста добычи под новые контракты. При этом возникает ряд альтернативных вариантов, к которым в первую очередь можно отнести выход на новые регионы с вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений (Ямальская группа и Штокмановское месторождение) и получением соответствующего эффекта экономии от масштаба, но который в значительной степени будет “съеден” высокой стоимостью освоения и еще более высокими транспортными расходами для газа, чем для нефти. Но возможно и более интенсивное использование имеющихся и перспективных ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих районах с уже имеющееся инфраструктурой, правда, со всеми последствиями, свойственным поздней стадии развития нефтегазаносной провинции.
Развитие газотранспортной системы на юго-восток за счет месторождений Восточной Сибири и Якутии возможно в условиях гораздо более бедной сырьевой базы, чем в Западной Сибири, что существенно сокращает протекание всех стадий развития этой нефтегазоносной провинции. Других же крупных газоносных регионов с приемлемыми условиями освоения и транспортировки пока не предвидится.
В целом схожесть ситуации в газовой промышленности лишний раз подчеркивает фундаментальность принципа естественной динамики нефтегазовых активов, относящихся к минерально-сырьевой базе.
Перспективы развития нефтегазового сектора.
Как уже говорилось, тенденции изменения сырьевой базы диктуют необходимость законодательных и институциональных изменений, позволяющих заменить экономический эффект снижения издержек путем экономии от масштаба на эффект специализации и инноваций.
В законодательной области видятся два главных направления — порядок лицензирования и налогообложение. По первому направлению следует установить порядок лицензирования под конкретный проект, содержащий календарный план работ и схему их финансирования, Такой порядок будет способствовать привлечению реальных операторов, обосновавших свои возможности работать на конкретном объекте, С другой стороны, будет исключаться передача объектов “в долгий ящик” тем операторам, для которых они не представляют реального интереса и могут быть просто экономически обременительны.
В области налогообложения следует учитывать сокращение рентной составляющей (в ряде случаев до нуля), что должно найти свое отражение в акцизной политике. Величина акциза должна соответствовать ренте на конкретном объекте. Следует ожидать появления большого количества безакцизных объектов, а налог на нормальную прибыль будет становиться доминирующим в структуре выплат государству. Для небольших объектов, операции на которых поддаются типизации, а результаты колеблются в небольших интервалах (например, гидроразрыв на отдельных месторождениях), может быть введен специальный тип налогов.
Институциональные изменений должны следовать в направлении образования небольших и средних высокоспециализированных и инновационных компаний, владеющих эффективными технологиями выявления и эксплуатации нефтегазовых объектов в различных геологических условиях.
Исходя из своей специализации, компании ищут наиболее подходящие объекты, изучают их и, в случае заинтересованности, подают заявку на лицензию с приложением соответствующей документации. Они становятся главными операторами лицензионного объекта и привлекают сервисные компании в зависимости от характера предстоящих работ и собственной специализации. Это могут быть компании, специализирующиеся на бурении, геофизическом исследовании скважин, строительстве промысловых объектов, составлении проектов и смет и т.д. Параллельно организуется доступ потенциальных инвесторов к проектной документации, определяются первичные партнеры, доля их участия, разрабатывается схема финансирования.
В связи с большим многообразием горно-геологических условий и применяемых технологий сейчас не представляется возможным как-то стандартизировать процесс институциональных изменений в нефтегазовом секторе на зрелой и поздней стадиях его развития. Да в этом и нет большой необходимости. Логика рыночных отношений, внутренний и внешний спрос, состояние рынка инвестиций, возможности различных технологий и транспортной инфраструктуры — все это и многое другое будет влиять на возникновение и функционирование новых институтов в нефтегазовом секторе. При этом не исключается активное воздействие государства и компаний на этот процесс и представляется полезным использование опыта стран и регионов, нефтяная промышленность которых уже миновала ту стадию развития, в которую сейчас вступила Россия.
Вывод.
Суммируя сказанное, можно сделать следующие выводы:
· российская нефтяная промышленность находится на переходе к поздней стадии развития своей сырьевой базы;
· предстоящие геологические открытия не смогут коренным образом повлиять на естественную динамику, но позволят замедлить темп перехода к поздней стадии;
· геолого-экономические характеристики данной стадии не позволяют ожидать высоких рентных доходов;
· в сложившейся ситуации требуется активизировать все имеющиеся резервы повышения продуктивности и экономической эффективности,
· ожидается, что роль ВИНК, оперирующих на российской территории, в целом будет снижаться, но по-прежнему будет велика в новых районах, где они, как и ранее, смогут получать эффект экономии от масштаба;
· роль малых и средних компаний, получающих основные эффекты от низких накладных расходов гибкости организации производства, специализации и инноваций, должна возрастать;
· очень важно создать правовые и экономические условия для формирования сектора малых и средних нефтяных компаний.