14

РОССИЙСКАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ ИМЕНИ ПЛЕХАНОВА

Кафедра "Инвестиционная политика"

РЕФЕРАТ

на тему:

"Разработка программы комплексных мер для увеличения и рационализации инвестиций в нефтедобывающую отрасль России"

Выполнила Климова Л.А.

Научный руководитель: проф.,

к.э.н. Гончаренко Л.П.

МОСКВА 1999 г.

СОДЕРЖАНИЕ

• 1.1 Анализ наиболее значимых инвестиционных проектов в нефтедобывающей отрасли РФ
• 1.2 Программа повышения эффективности инвестиций в развитие нефтедобывающей отрасли РФ
• 1.3 Возможности применения предложенной программы на примере Ямало-Ненецкого автономного округа
• ПРИЛОЖЕНИЯ
• Использованная литература

1.1. Анализ наиболее значимых инвестиционных проектов в нефтедобывающей отрасли РФ

Российская Федерация располагает крупнейшим в мире шельфом, большая часть которого приходится на арктическую зону. Результаты исследований отечественных специалистов однозначно доказывают колоссальные перспективы российского шельфа в отношении запасов нефти и газа (а также целого ряда других полезных ископаемых). Таким образом, российский шельф является крупнейшим резервом минерально-сырьевых ресурсов. Однако освоение месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе России затруднено в силу суровых климатических условий. Добыча будет вестись в районах, которые характеризуются низкими температурами, ураганными ветрами, быстрым оледенением. Кроме того, на некоторых участках шельфа, где планируется вести добычу нефти и газа, свыше 200 дней в году дрейфует полутораметровый лед. Вышеперечисленные обстоятельства серьезно удорожают проекты освоения месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе. Приразломное нефтяное месторождение расположено в Печорском море (входит в Баренцево море) в 60 км от берега на глубине 20 метров (в 30 км от Приобского месторождения) вблизи южного берега реки Оби. Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн. тонн. Однако по результатам проведенной на месторождении трехмерной сейсморазведки российские ученые говорят о запасах в 100 млн. тонн. Приразломное месторождение открыто в 1989 году российским объединением "Арктикморнефтегазразведка". Предполагается, что Приразломное будет разрабатываться (срок освоения - не менее 20 лет) в комплексе с Приобским месторождением, лицензия на освоение которого принадлежит "дочке" "ЮКОСа" - "Юганскнефтегазу". Для этого необходимо достроить систему сбора и подготовки нефти с Приобского и Приразломного месторождений, в которую входят центральный пункт сбора нефти "Приразломное" мощностью 3 млн. тонн в год и система напорных нефтепроводов на два других действующих центральных пункта сбора нефти. Трубопровод с Приобского в сторону Приразломного уже проложен под дном реки Оби. Лицензия на освоение Приразломного месторождения принадлежит компании "Росшельф". По категориям А+В+С1 запасы Приразломного оцениваются в 47,8 млн. тонн, по категории С2 - 35,4 млн. тонн. Освоение Приразломного месторождения предполагается на основе соглашения о разделе продукции. Для реализации проекта необходимы инвестиции в объеме $1,3-1,5 млрд. Добычу промышленной нефти на месторождении планируется начать в 2003 году. Нефть будет добываться с ледостойкой платформы, которая должна быть построена и отбуксирована на месторождение в 2001 году (платформа строится на архангельском "Севмашпредприятии"). Генеральный проектант ледостойкой платформы - британская компания Brown&Root. Основные субподрядчики - ЦКБ МТ "Рубин", ЦКБ "Коралл" и "Севмашпредприятие". Ледостойкая платформа для освоения Приразломного - это верхние строения весом в 35 тысяч тонн, которые будут установлены на кессон весом в 60 тыс. тонн. Кессон также будет использоваться для хранения добываемой нефти (до 120 тыс. тонн). Максимальный объем добычи нефти планируется достичь на третьем году освоения месторождения (5,8 млн. тонн). Стратегическим партнером "Росшельфа" и "Газпрома" в проекте освоения Приразломного месторождения с 1994 года являлась австралийская компания Broken Hill Propertiary Petroleum (BHP Petroleum) - дочерняя компания многопрофильного холдинга Broken Hill Propertiary (основные сферы деятельности - металлургия, горная промышленность, алмазы, химия и т.д.). Однако в январе 1999 года австралийская компания официально объявила о своем выходе из проекта, заявив, что инвестиции, необходимые для разработки Приразломного, неоправданно высоки по сравнению с другими проектами, реализацией которых занимается компания. Между тем, некоторые независимые российские наблюдатели объясняют уход BHP из проекта проблемами, возникшими у холдинга после финансового кризиса 1998 года в Юго-Восточной Азии. Отметим при этом, что в конце 1998 - начале 1999 года BHP Petroleum также отказалась от участия в проектах освоения ряда месторождений углеводородов в Мексиканском заливе, Северном море, во Вьетнаме. В марте 1999 года между "Газпромом" и германским концерном BASF было подписано соглашение о стратегическом партнерстве, подразумевающее участие BASF в геолого-разведочных работах и освоении месторождений нефти и газа на территории России через свою дочернюю компанию Wintershall. В июле 1999 года компания "Росшельф" и Всемирный банк объявили о начале общественных слушаний по проекту освоения Приразломного месторождения, цель которых - выяснение соответствия проекта требованиям Всемирного банка к охране окружающей среды. До конца 1999 года пройдут три этапа слушаний - в Архангельске, Нарьян-Маре и Северодвинске. По итогам слушаний будет принято решение о дальнейшей реализации проекта. В начале июля официальный представитель компании "Росшельф" заявил, что партнерами "Росшельфа" и "Газпрома" в проекте освоения Приразломного месторождения изъявили желание стать BASF (Германия), Norsk Hydro и Statoil (Норвегия).

Месторождения Тимано-Печоры.

Освоение месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНП) Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории РФ. В географическом отношении территория провинции относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория ТПНП практически охватывает весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь - около 330 тыс. кв.км. В административном отношении территория ТПНП находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывают всю восточную часть Ненецкого автономного округа (НАО) Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар. Общая информация Еще в 1762 году на реке Ухта были отмечены первые выходы нефти, а первый сбор нефти был организован на реке Ярега, впадающей в реку Ухту. Затем предпринимателем Федором Прядуновым был организован первый кустарный нефтеперегонный заводик. Образцы нефти были доставлены в Петербург, а оттуда - на исследование за рубеж. Неоднократные попытки организовать разведку и добычу нефти до революции не увенчались успехом, и лишь в 1929 году на Ухту была отправлена первая крупная экспедиция, которая занялась систематическими исследованиями на севере европейской части России всех полезных ископаемых, включая нефть. Геологической службой руководил известный геолог-нефтяник Н.Н.Тихонович. Уже в 1930 году впервые на территории России была получена нефть из девонских песчаников на реке Чибью в черте современного города Ухта. На месте этой скважины сейчас установлен памятный знак. Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику Губкину предположить, что эти отложения будут продукты также и в более южных районах России, где к 1929 году уже было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году - Ишимбаевские месторождения, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого началась, по сути, разведка так называемого "второго Баку" (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области), так как ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Так что получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе. В 1932 году в районе Ухты было открыто Ярегское месторождение с достаточно крупными запасами. Но полученная нефть оказалась настолько вязкой, что очень долго обсуждался вопрос - можно ли ее добывать? После долгих споров было решено вести добычу шахтным способом. Здесь же в 1937 году впервые в Советском Союзе была заложена первая нефтяная шахта. Гораздо позднее для промышленной добычи вязкой нефти стали применять паро-тепловой метод, что позволило резко увеличить коэффициент извлечения.

При паро-тепловом методе для извлечения нефти в нефтяной пласт закачивают пар, прогревают вязкую нефть, делают ее более подвижной и она сама стекает по пробуренным непосредственно по нефтяному пласту горизонтальным и наклонным скважинам в камеры, расположенные в пласте и затем поднимается на поверхность для дальнейшей транспортировки. Метод дорогостоящий, но очень эффективный. Для сравнения: коэффициент извлечения высоковязкой нефти Ярегского месторождения даже при шахтном методе составлял 5-6%, а при использовании паро-теплового метода - 30-40% и даже 50-60%.

В 1935-1951 гг. были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн. условных тонн, в том числе примерно одна треть из них - газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована. Начиная с 1951 и по 1958 годы пошла серия неудач. Геологи и буровики "топтались" на небольшом пятачке к юго-востоку от Ухты в районе реки Печоры, где в эти годы были выявлены лишь небольшие месторождения (джебольское, Изкосьгоринское и др.). Лишь в 1959 году, после выхода на более погруженные участки региона, в так называемую Ижмо-Печорскую впадину, в 70 км, к востоку от города Ухта, было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн. тонн. В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении. В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн. тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн. тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на европейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение. В 1966-1971 гг. на Вуктыльском месторождении также принимается методика форсированного освоения и, не дожидаясь окончания разведки, строится магистральный газопровод Вуктыл-Ухта-Торжок, протяженностью 1400 км. Причем впервые в мировой практике при прокладке трубопровода использовались трубы диаметром 1220 мм. В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки.

В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых - 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых.

Максимальный объем добычи нефти в ТПНП был достигнут в 1980-1985 гг. (19,5-20,3 млн. тонн в год). В 1990 году добыча на месторождениях ТПНП составила 15,6 млн. тонн. Снижение объемов добычи объясняется в первую очередь резким отставанием с обустройством месторождений и крайне низкими темпами ввода в разработку новых, уже разведанных и подготовленных к эксплуатации месторождений. Почти все новые месторождения расположены в северной части ТПНП, где отсутствует общая и отраслевая инфрастурктура, затруднено решение транспортных проблем. Основные районы нефтедобычи в перспективе до 2000 года на территории Республики Коми могут быть сформированы на базе дальнейшего освоения таких месторождений, как: Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское, Среднемакарихинское, Северо-Баганское, Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское, Пашорское. В перспективе также предусматривается интенсивное развитие добычи углеводородов на территории НАО и шельфовой зоны Баренцева моря.

Наиболее крупные проекты на территории ТПНП

1. "Север ТЭК". Предусматривает разработку Южно-Шапкинского, Южно-Ярьяхинского, Верхнегрубешорского и Пашорского месторождений. Первоначальные участники консорциума - "Коми ТЭК", Elf Aquinaine, Neste. Запасы оцениваются в 40 млн. тонн. Срок реализации проекта освоения - 15 лет. Объем необходимых инвестиций - не менее $350 млн.

2. "Северные территории". Предусматривает разработку Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений. Первоначальные участники консорциума - "Роснефть", "Архангельскгеолдобыча", Conoco. Необходимый объем инвестиций - $ 2 млрд.

3. Timan Pechora Company. Предусматривает разработку месторождений им.Романа Требса, им.Титова, а также Варандейского и Торавейского. Запасы оцениваются в 177 млн. тонн. Первоначальные участники консорциума - TPC (Texaco, Exxon, Amoco, Norsk Hydro, летом 1998 года Amoco отказалась от участия в проекте), "Роснефть". Необходимый объем инвестиций - $50 млрд.

Проект освоения месторождений Центральной части Хорейверской впадины В группу месторождений Центральной части Хорейверской впадины, предлагаемых инвесторам для разработки, входят:

Узернырдское

Южно-Сюрхаратинское

Северно-Хоседаюское

Западно-Хоседаюское

Северо-Ошкотынское

Северо-Сихорейское

Восточно-Янымдейское

Сихорейское

Восточно-Сихорейское

Запасы этой группы месторождений оцениваются в 202,3 млн. тонн нефти. Обладая небольшими ресурсами - общий объем геологических запасов составляет 359 млн. тонн - этот участок примечателен скорее своим стратегическим положением. Если посмотреть на географическую карту, станет ясно, что именно здесь наиболее реально просматриваются трассы будущих трубопроводов, по которым пойдет нефть, добытая в результате реализации новых проектов. В конце 1995 года вокруг международного тендера на право освоения месторождений Центральной части Хорейверской впадины, проводившегося администрацией Ненецкого АО, Роскомнедра и "Севергеолкомом", сложилась конфликтная ситуация. Суть конфликта в необоснованном предоставлении американской корпорации Exxon приоритетных прав на ведение работ, так как по условиям конкурса, компании, претендующие на это право, должны были объединиться в консорциум. Exxon предложила устроителям тендера $20 млн. в качестве бонуса, в результате чего американская корпорация была названа победителем конкурса. На конкурс же были поданы заявки от десяти компаний. Причем часть компаний для подачи заявок объединилась в небольшие группы, поэтому в итоге заявок осталось шесть. Компании, подавшие заявки на конкурс:

Texaco

Exxon

Norsk Hydro+Total

Amoco+"Роснефть"+"Архангельскгеолдобыча"

"КомиТЭК"

Neste oy+"Эльфнефтегаз" (Прим. "Эльфнефтегаз" - дочернее предприятие французской Elf Aquitaine - "СКВАЖИНА").

В дальнейшем Neste oy и "Эльфнефтегаз" от участия в конкурсе отказались. Российские компании "КомиТЭК", "Архангельскгеолдобыча" и "Роснефть" заявили, что намерены обжаловать решение тендерной комиссии в суде. Официально их поддержала Norsk Hydro. Попытки разрешить это дело в суде остались безрезультатными, владельцем лицензии на разработку 9 месторождений в Центральной части Хорейверской впадины является Exxon. Однако уже в феврале 1998 года консорциум Amoco-"Роснефть", претендовавший на участие в проекте освоения месторождений Центральной части Хорейверской впадины, распался. Как заявили официальные представители компаний, это решение о "самороспуске" было вызвано не из-за каких-либо конфликтных ситуаций внутри консорциума, а по причине отсутствия каких-либо действий со стороны российского правительства по повторному проведению конкурса. При этом необходимо заметить, что к тому времени контрольный пакет акций дочернего предприятия "Роснефти", - "Архангельскгеолдобычи", владеющей 21 лицензией на разработку месторождений в ТПНП, - уже был сконцентрирован "ЛУКОЙЛом".

Проект Timan Pechora Company (TPC)

Наиболее крупный и перспективный проект в ТПНП. Однако его осуществление, равно как и судьба многих других аналогичных проектов, может затянуться на неопределенное время из-за разногласий, возникших вокруг законодательства production sharing (соглашение о разделе продукции). Как заявил в феврале 1998 года президент ТРС Франк Ингриселли, освоение группы месторождений с запасами в 177 млн. тонн нефти принесет России в виде арендной платы, прибыли, роялти и других налогов около 21 млрд. долларов. Г-н Ингриселли также подчеркнул, что на реализацию проекта планируется затратить не менее 50 млрд. долларов (при этом семь из каждых десяти долларов, по его словам, будут расходоваться через российские предприятия). Ожидается также, что для реализации проекта будет создано не менее 5 тыс. рабочих мест. Хронология событий по проекту Timan Pechora Company 1989 год 9 иностранных нефтяных компаний приобрели у госпредприятия "Архангельскгеология" пакеты документов по перспективам разработки ТПНП 1990 год Предпочтение по итогам переговоров отдается компании Texaco Август-сентябрь 1990 года Подписано соответствующее соглашение между Министерством геологии СССР и компанией Texaco Сентябрь 1990 года Подписан договор между "Архангельскгеологией" и Texaco. Американская компания приступает к разработке ТЭО Февраль 1991 года Подписано соглашение между "Архангельскгеологией" и Texaco об интересующих западную компанию участках Декабрь 1991 года Texaco завершает работу над ТЭО проекта и представляет его на рассмотрение российского правительства Май 1992 года Соглашение о разделе продукции подписано между "Архангельскгеологией" и Texaco и одобрено главой администрации Ненецкого АО Июнь 1992 - апрель 1993 года Государственная Экспертная Комиссия (ГЭК) при правительстве РФ внесла ряд замечаний в соглашение, однако одобрила его. Соглашение 10 месяцев находилось на утверждении в правительстве РФ Июнь 1993 года Обновленное соглашение с учетом поправок и замечаний вновь внесено на экспертизу ГЭК Ноябрь 1993 года В своем заключении ГЭК констатировала, что измененный вариант соглашения вновь не соответствует требованиям комиссии и потребовала увеличить долевое участие РФ в проекте до 70% Декабрь 1993 года Указ президента РФ (#22-85 от 24 декабря 1993 года) определяет, что контракт по Тимано-Печоре может быть подписан только между правительством РФ и контрактором. Бывший тогда премьер-министром Виктор Черномырдин назначает участников правительственной делегации на переговорах с Texaco Апрель-май 1994 года Создается консорциум для дальнейшей работы над проектом: Texaco (30%), Exxon (30%), Amoco (20%), Norsk Hydro (20%) Июнь 1994 года "Архангельскгеологии" предложено разработать отдельный сервисный контракт с консорциумом 21 апреля 1995 года Минтопэнерго РФ объявило о завершении очередного раунда переговоров и согласии ТРС предоставить 20% в проекте российской стороне ("Роснефть"). Предполагалось, что с целью реализации работ будет создана компания, в которую, помимо "Роснефти", войдут и другие российские фирмы. Официальные представители Минтопэнерго тогда заявили, что желание войти в ТРС изъявили "ЛУКОЙЛ" и "Коми ТЭК". В ходе переговоров были также достигнуты договоренности по всем основным экономическим условиям проекта, "Архангельскгеология" назначена генподрядчиком на бурение 45 оценочных и разведочных скважин 20-21 сентября 1995 года Премьер-министр РФ В.Черномырдин совершил рабочую поездку в Республику Коми, в ходе которой обсуждались проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции 29 сентября 1995 года В соответствии с постановлением правительства РФ # 971 ГП "Архангельскгеология" преобразовано в АООТ "Архангельскгеолдобыча" и госпакет его акций передан в УК госкомпании "Роснефть" 27 апреля 1996 года Решением собрания акционеров геолого-разведочное предприятие "Архангельскгеолдобыча" преобразовано в добывающую компанию, основными функциями которой определены разведка и освоение месторождений в ТПНП 15 октября 1996 года Министром топлива и энергетики П.Родионовым подписан приказ за # 247 "Об организации разработки проекта Федеральной целевой программы комплексного освоения нефтегазовых ресурсов ТПНП до 2005 года" 12 декабря 1996 года Подписан протокол о завершении переговоров по выработке проекта "Договора о разделе продукции по Тимано-печорскому проекту (район Варандея)" Необходимо заметить, что, по неофициальной информации, на сегодняшний день контрольный пакет акций ОАО "Архангельскгеолдобыча" принадлежит компании V.A.Invest, выражающей интересы "ЛУКОЙЛа" и "Газпрома". При этом президент "ЛУКОЙЛа" Вагит Алекперов в интервью журналистам неоднократно говорил о том, что руководимая им компания контролирует "Архангельскгеолдобычу". "ЛУКОЙЛ" планировал в конце марта 1999 года подписать соответствующие соглашения о вхождении в ТРС и в проект "Северные территории". Однако подписание этих соглашений было отложено на неопределенный срок.

Проект "Северные территории".

Предполагается реализация проекта на условиях соглашения о разделе продукции. С российской стороны участвует ОАО "Архангельскгеолдобыча", иностранный партнер - американская компания Conoco. Conoco и "Архангельскгеолдобыча" начали совместную работу над проектом "Северные территории" в 1990 году. Проект подразумевает освоение Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений, запасы которых оцениваются в 140 млн. тонн нефти. Самое крупное из этих четырех месторождений - Южно-Хильчуюское (извлекаемые запасы - примерно 500 млн. тонн). В 1993 году Conoco, "Архангельскгеолдобыча" и администрация Ненецкого АО заключили соглашение о проведении геолого-разведочных работ на Северных территориях. По условиям этого документа, Conoco оказывает "Архангельскгеолдобыче" содействие (финансирование) в проведении геолого-разведочных работ, экологических и технических анализов, в разработке эскизного проекта, бурении и эксплуатации разведочных и оценочных скважин. В рамках соглашения Conoco уже вложила свыше 70 млн. долларов. В результате геолого-разведочных работ был сделан вывод о готовности Южно-Хильчуюского месторождения к эксплуатации. Капитальные затраты на разработку этого месторождения оцениваются в 2 млрд. долларов. При освоении месторождения на условиях СРП доходы российской стороны по подсчетам должны составить не менее 4,2 млрд. долларов.

Проект освоения Ардалинского месторождения.

Ардалинское месторождение было открыто специалистами ГП "Архангельскгеология" (в настоящее время ОАО "Архангельскгеолдобыча") в 1988 году. Разрабатывать месторождение в 1994 году (получена первая нефть на Ардалине) начала компания "Полярное сияние"- российско-американское СП с участием ОАО "Архангельскгеолдобыча" (30%), ОАО "Роснефть" (20%) и американской компании Conoco. "Полярное сияние" создано в 1992 году. В соответствии с условиями договора о создании СП, владельцы компании осуществляет инвестиции в равных долях и получают равные доли прибыли от этих инвестиций. Руководство деятельностью СП осуществляет Совет учредителей, в который входят представители обеих сторон. На месторождении пробурено свыше 15 скважин, подавляющее большинство которых - эксплуатационные. Проложен трубопровод длиной 67 км, который соединил Ардалинское месторождение с действующей трубопроводной системой.

Реабилитация Самотлора.

Самотлорское нефтяное месторождение, имеющее балансовые запасы нефти 6,5 млрд. тонн и извлекаемые запасы 3,3 млрд. тонн, открыто в 1965 г., промышленная разработка начата в 1969 году. Журнал "Российский нефтяной бюллетень", № 88, ноябрь-декабрь 1997 года, (выдержки из "Технико-экономического исследования эффективности и условий финансовой осуществимости реконструкции промысловых объектов Самотлорского месторождения"). Максимальный годовой объем добычи нефти составил 154 млн. тонн в 1980 году. На 1 января 1995 года накопленная добыча нефти достигла 2159 млн. тонн, коэффициент нефтеотдачи - 0,33, остаточные запасы нефти составляли 1129 млн. тонн, обводненность по объектам разработки - 91,7%. В настоящее время Самотлорское месторождение разрабатывают "Нижневартовскнефтегаз" (дочернее предприятие "Тюменской нефтяной компании") и "Черногорнефть" (дочернее предприятие НК "СИДАНКО"). Прибыль, полученная государством за время разработки Самотлора составила $280 млрд., в то время как эксплуатационные затраты составили всего лишь $25 млрд. Непродуманная экономическая политика государства в отношении Самотлора поставила месторождение в крайне тяжелое положение. Необходимость замены устаревшего и изношенного оборудования, резко ухудшившаяся экологическая обстановка сделали нереальным выполнение проектных показателей разработки месторождения. С учетом перечисленных факторов, в 1997 году правительством было принято решение о внесении Самотлорского месторождения в перечень участков недр, разработку которых планируется осуществлять на условиях соглашения о разделе продукции (СРП). Капитальные вложения в реконструкцию и доразработку месторождения составят $8-10 млрд. Основные направления работ:

бурение 4,5 тысяч новых скважин, из них половина - горизонтальные

бурение дополнительных стволов в 3,2 тыс. действующих скважин

выполнение более 33 тысяч скважино-операций по повышению нефтеотдачи пластов

реконструкция поверхностной инфраструктуры на основе новейшего импортного и отечественного оборудования

внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий

улучшение экологической обстановки на месторождении и в Нижневартовском районе.

Современное состояние нефтепромыслового оборудования и трубопроводов различного назначения, общая протяженность которых превышает 1 тыс. км, - крайне неблагополучное. Интенсивная разработка месторождения велась с отставанием разбуривания и обустройства из-за недостатка выделяемых финансовых и материальных средств. Пробуренный фонд скважин - 14 346 шт., или 74,3% от проектного. Отставание с капитальным строительством новых и капитальным ремонтом эксплуатируемых промысловых сооружений привело промысловые объекты месторождения к низкой эксплуатационной надежности и явилось одной из основных причин ежегодного роста аварийности. Количество порывов напорных водоводов в 1990-1995 годах возросло в 2 раза и колеблется в пределах от 60 до 300 порывов в год по каждому НГДУ. В связи с длительным сроком службы (более 10-15 лет) и высокой агрессивностью транспортируемых сред в настоящее время значительная часть оборудования, запорно-регулирующей арматуры и трубопроводов площадочных объектов находится в аварийном состоянии и требует капитального ремонта или замены на новое оборудование. Из-за ухудшения технического состояния вследствие старения оборудования участились аварийные ситуации на компрессорных станциях. Ежегодная недобыча нефти вследствие неритмичности работы газлифтных КС (Прим: компрессорные станции - "СКВАЖИНА") достигает 1 млн. тонн. Эксплуатационные трудности, возникающие вследствие сложившейся ситуации с оборудованием и трубопроводами, а также в связи с недостаточным вводом в действие новых добывающих и нагнетательных скважин при значительном неиспользуемом их фонде (доля действующих и добывающих скважин составляет в настоящее время около 55%, нагнетательных - около 43% от количества разбуренных) привели к разбалансировке системы разработки месторождения и неоправданным потерям в добыче нефти. Современное состояние окружающей природной среды, сложившейся под воздействием эксплуатации месторождения, также может быть оценено как критическое. Уровень загрязненности грунта углеводородами составляет 700 ПДК. Масса выбросов вредных веществ в атмосферу по месторождению составляет в среднем 243 167 тонн в год. Обеспечение дальнейшей эксплуатации Самотлора с утранением отрицательных явлений, отмеченных выше, обусловлено необходимостью извлечения более 1,1 млрд. тонн невыработанной нефти. Добыча этой нефти будет производиться на площадях, имеющих хотя и аварийную, но действующую инфраструктуру, которая нуждается в заменах основного оборудования и отдельных элементов инженерных систем, но не в создании этой инфраструктуры заново, что имело бы место при освоении новых месторождений с эквивалентными по объемам запасами нефти. Комплекс по добыче и транспортировке природного и нефтяного газа Харампурской группы месторождений. Проект предусматривает комплексную разработку и использование запасов углеводородов Харампурской группы месторождений: нефти, нефтяного газа, природного газа, конденсата. Месторождения находятся на балансе ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз". Харампурская группа месторождений расположена на территории юго-восточной части Ямало-Ненецкого АО и включает в себя: Харампурское, Южно-Харампурское, Фестивальное месторождения. а также более 20 перспективных структур. В настоящее время в разработке находятся северная и южная часть Харампурского месторождения, где ведется добыча нефти. При этом ежегодно в факелах сжигается нефтяной газ объемом свыше 600 млн. куб. м. и выбрасывается в атмосферу около 40 тыс. тонн вредных веществ. В рамках реализации проекта предусмотрено выполнение трех основных направлений работ:

строительство газопровода протяженностью 186 км, конденсатопровода - 180 км и станции для перекачки газового конденсата (общая стоимость - $135 млн.)

обустройство газового промысла и природоохранные мероприятия (общая стоимость - около $163 млн.)

строительство харампурской компрессорной станции и межпромысловых газопроводов (общая стоимость - $195 млн.)

Комплекс позволит ежегодно производить:

природного газа - 10 млрд. куб. м.

подготовленного нефтяного газа - 1,2 млрд. куб. м.

жидких углеводородов (конденсат, ШФЛУ) - 200 тыс. тонн

В соответствии с ТЭО проекта предполагается товарный газ продавать в магистральный газопровод системы РАО "Газпром" с последующей реализацией: на экспорт - 30%, внутренний рынок - 70%. Нестабильный конденсат планируется подавать на Сургутский завод стабильного конденсата на процессинг с последующей реализацией нефтепродуктов потребителям. Коммерческая эффективность проекта:

внутренняя норма рентабельности - 20%

чистая текущая стоимость - 833,7 млрд. руб. (по курсу 1997 г.)

окупаемость проекта - 11,5 лет

среднегодовой объем чистой прибыли - свыше 550 млрд. руб. (по курсу 1997 г.)

общая прибыль за расчетный период (19 лет) - более 9 трлн. руб. (по курсу 1997 г.)

Согласно расчетам, реализация проекта позволит отчислять ежегодно в бюджеты всех уровней до 1,3 трлн. руб. (по курсу 1997 г.)

1.2. Программа повышения эффективности инвестиций в развитие нефтедобывающей отрасли РФ.

В целях преодоления кризисного положения в нефтедобывающем комплексе РФ, надежного и качественного удовлетворения потребностей экономики России в энергоресурсах при коренном повышении эффективности производства и использования, поддержании экспортного потенциала и обеспечении экологически приемлемого воздействия предприятий комплекса на окружающую среду в условиях развития рыночных отношений и в связи с высокой инерционностью нефтедобывающей отрасли необходимо принять государственную инвестиционную стратегию для стабилизации положения в этой сфере.

Реализация государственной инвестиционной стратегии должна происходить поэтапно. Первоочередными должны стать:

- финансовая стабилизация нефтедобывающей отрасли;

- преодоление сложившихся тенденций и приостановление развития энергетического кризиса;

- формирование новых экономических отношений рыночного типа;

- преобразование организационных структур и форм собственности, проведение дальнейшего акционирования и приватизации;

- разработка основных законодательных, экономических и организационных механизмов для реформирования комплекса.

Все это позволит стабилизировать работу нефтедобывающей отрасли и создаст условия для ее возрождения. Основные предложения автора следующие.

1. Одной из первоочередных задач государственной инвестиционной стратегии должна стать реформа системы налогообложения, поскольку налоговая система является одним из основных элементов государственной экономической политики, через которую определяются и реализуются направления экономического развития. Основной недостаток налоговой системы России состоит в том, что она носит исключительно фискальный характер, ориентирована на устранение дефицита бюджета путем изъятия доходов предприятий. Многие поставлены на грань убыточности и банкротства, при этом они заинтересованы в минимальной прибыли, чтобы избежать высокого налогообложения. В стимулировании сдерживания роста цен налоговая система играет существенную роль, но такие ее возможности, как налоговые льготы предприятиям, снижающим себестоимость продукции и получающим прибыль за счет этого источника, не используются.

Налоговая система должна предполагать необходимый уровень стимулирования предприятий через получаемую прибыль. Существуют определенные пределы изъятия доходов субъектов рыночной экономики, за которыми теряется интерес к предпринимательской деятельности. Средний уровень изъятия не должен превышать 30-35%, в противном случае наступает стагнация производства, прекращается расширенный воспроизводственный цикл, возникает инфляция, и, как следствие, многократный рост цен.

В России налог на добавленную стоимость является налогом не только на прибыль и заработную плату (реальные элементы вновь созданной стоимости), но и на амортизационные отчисления. Кроме того, в базу этого налога включается акциз, а также таможенные пошлины, которые никакого отношения к созданной (добавленной) стоимости не имеют. Необоснованно и то, что одним налогом (налог на добавленную стоимость) облагается другой налоговый платеж - акциз. Вследствие всего налог на добавленную стоимость теряет свое действенное содержание и превращается в налог с продаж (своеобразный многократный налог с оборота), выступающий в условиях монопольного рынка в качестве элемента цены на товар и косвенного налога, значительно или многократно увеличивающего цену. Часть налоговых платежей из прибыли предприятия тоже перекладываются на потребителя, компенсирую оплату налогов ростом свободных цен. Это относится и к другим налоговым платежам, а также тем начислениям на фонд заработной платы, которые включаются в себестоимость продукции (платежи в пенсионный фонд, в фонд социального страхования и др.). Если из цены убрать ненужные налоговые составляющие, то ее величина сократится примерно в 3-5 раз. Особенно это относится к тем товарам, которые облагаются акцизом.

Мировой опыт свидетельствует, что государство имеет достаточно устойчивую базу развития лишь в том случае, если оно осуществляет налоговую политику, стимулирующую развитие производства, используя закономерность эластичной зависимости между уровнем налоговых ставок (изъятием доходов) и ростом налогооблагаемой базы (ростом производства). Следовательно, существует лишь один выход - сокращение, снижение налоговых ставок на дифференцированной основе (с учетом приоритетности отраслей и производств, сфер экономики) и расширение на этой базе инвестиционной активности предпринимателей с целью развития производства продукции, а следовательно, роста массы налоговых поступлений (развитие налоговой базы).

Для развития стимулирующей направленности налоговой системы на развитие производства целесообразно оказаться от налога на добавленную стоимость в том виде, в каком он сейчас существует. Если же налог на добавленную стоимость сохранится, необходимо его значительно уменьшить (до 8-12% по среднему уровню налоговых ставок), а также изменить методологию его поступления - из налоговой базы должны быть убраны элементы, не образующие добавленную стоимость.

Необходимо ввести специальный налог на превышение темпов роста фонда потребления на предприятиях над темпами роста производительности труда.

Еще одно направление - стимулирование налогами использования предприятиями функционирующего капитала. В связи с этим целесообразно значительно увеличить налогообложения имущества предприятий и, прежде всего, основного и оборотного капитала, с тем, чтобы развивалась предпринимательская активность в использовании накопленных средств.

Целесообразно пересмотреть подходы к налогообложению имущества физических лиц. Должны быть введены повышенные ставки рентных платежей с земельных участков, превышающих определенные пределы, а также рентные платежи со строений, превышающих по площади установленные нормы.

Налоговым законодательством России необходимо определить и выделить федеральные, региональные и местные налоги. Федеральные налоги должны быть сформулированы и расписаны досконально, а региональные и местные - рамочно, чтобы региональные и местные органы власти смогли реализовать гарантированные им Конституцией РФ полномочия по установлению налогов в соответствии с принципами, которые будут определены федеральным законодательством.

Число налогов должно быть сокращено до 30-25. Отменить "нерыночные" налоги (например, налог с выручки), а также отменить "дорогие" налоги, затраты на сбор которых превышают собранные суммы или сравнимые с ними. Еще один способ сокращения числа наименований платежей в бюджет - объединение налогов, имеющих сходные налоговые базы и сходных налогоплательщиков.

Увеличение бюджетных поступлений от сбора налогов можно получить за счет сокращений необоснованных налоговых льгот.

Реформирование налоговой политики государства в нефтегазовом комплексе должно отражать всю специфику отрасли.

2. В настоящее время в России цены на энергоресурсы не являются рыночными. Они отражают интересы и инфляционные ожидания производителей и не учитывают динамику потребительского спроса. Текущие оптовые цены производителей энергоресурсов непрерывно растут. Необходимо введение государственного регулирования внутренних оптовых цен на энергоресурсы, превышающих сегодня мировой уровень. Оно должно предусматривать отчисление производителем в государственный бюджет прибыли, которая получается за счет этого превышения.

Внутренние оптовые цены должны быть связаны с качеством производимого топлива -содержание серы в топочном мазуте, различных компонентов в природном газе, этилированного и неэтилированного бензина, зимнего и летнего дизельного топлива, аналогично топливам поставляемым на экспорт, цена которых зависит от их качественных характеристик.

Для развития нефтедобывающей отрасли необходимо расширение источников и интенсификация финансирования инвестиций. Такими источниками могут быть:

- собственные средства предприятий, образуемые за счет амортизационных отчислений и части прибыли;

- средства из федерального бюджета для финансирования ограниченного числа важнейших объектов отрасли общефедерального значения:

- льготные государственные кредиты;

- внебюджетные инвестиционные фонды финансового регулирования нефтедобывающей отрасли ;

- централизованный финансово-валютный фонд Минтопэнерго для обеспечения устойчивого социально-экономического развития отраслей комплекса, технического перевооружения его производственной базы и решения проблем межотраслевого характера.

Наряду с указанными источниками финансовых средств, широкое распространение для инвестиций должны получить:

- выручка от первичной и вторичной эмиссии акций предприятий ТЭК;

- направление на инвестиции в ТЭК дивидендов по пакету акций, находящемуся в федеральной собственности;

- средства местных бюджетов для финансирования объектов комплекса, имеющих региональное значение;

- средства заинтересованных потребителей энергоресурсов, привлекаемые в порядке долевого участия;

- отчисления в Федеральный экологический фонд РФ и его филиалы. За счет этого фонда должны финансироваться природоохранные мероприятия, осуществление которых выходит за пределы компетенции производственных предприятий, а приоритетность осуществления мероприятий определяется с учетом рекомендаций природоохранных ведомств и местной администрации.

- Привлечение частного отечественного и иностранного капитала и кредиторов на взаимовыгодных для инвестора условиях;

- Стимулирование инвестиционной политики льготным налогообложением. Для перехода от стимулирования мелких капиталовложений за счет собственных средств к стимулированию крупных долгосрочных инвестиций за счет привлечения средств сторонних инвесторов необходимо привлекать такие крупные инвестиционные институты, как банки, фонды, компании и т.п., которые имеют средства, но не всегда имеют стимулы для долгосрочного инвестирования.

Поэтому, по мнению автора, не имеет смысла стимулировать инвестиции с помощью налоговых льгот предприятиям, более целесообразно предоставлять их реальным инвестором (банкам, фондам и другим инвестиционным институтам), которые получают стимул к долгосрочному финансированию инвестиционных проектов. При этом размеры льгот должны быть значительны, распространяться на текущие (а не будущие) налоговые платежи и поступления, в то же время условия получения таких льгот должны быть реальны для инвесторов.

3. Кризис неплатежей не позволяет поддерживать в нормальном рабочем состоянии весь комплекс предприятий и производств в нефтедобывающей отрасли. Для быстрейшего преодоления всех причин неплатежей требуется комплексный подход и принятие предложенных в работе неотложных мер.

4. В условиях отсутствия собственных средств у предприятий для нормального функционирования отраслей топливно-энергетического комплекса в стране должна действовать предложенная в данной работе рациональная кредитная политика.

5. ТЭК не имеет четкой правовой базы. Должны быть приняты законы и подзаконные акты, отражающие совокупность мер государственного воздействия и регулирования для развития, надежного функционирования ТЭК и обеспечения энергоресурсами внутреннего и внешнего рынков в соответствии с их потребностями.

В предлагаемой программе сформулированы основные направления мер государственного регулирования необходимые для формирования инвестиционной стратегии и преодоления кризисного положения в топливно-энергетическом комплексе, которые касаются экстренного вмешательства государства в такие сферы функционирования ТЭК, как немедленная ликвидация парализующих работу комплекса неплатежей, скорейшее реформирование системы налогообложения в России вообще и в специфических отраслях ТЭК в частности; реформирование и регулирование ценовой политики на топливо и энергию; рационализация инвестиционной и кредитной деятельности; и главное - нормативное, правовое и законодательное закрепление всех мер государственного воздействия.

Переход к рыночной модели вызвал значительные изменения в системе управления инвестиционной сферой.

Управление инвестициями в виде организационной системы обеспечивает реализацию государственной инвестиционной политики путем осуществления комплекса основных функций государственного регулирования в областях: занятости; экспертизы инвестиционных проектов; страхования; правового регулирования и защиты инвестиций; контроля за соблюдением государственных норм и стандартов; ценообразования; финансово-кредитного и налогового; внешнеэкономических связей и осуществления экспертного контроля; пользования землей и другими природными ресурсами; приватизации государственной собственности; антимонопольного, формирования государственной инвестиционной политики в целом.

Приоритетными на сегодняшний день являются государственное (республиканское) и муниципальное регулирование путем продажи или сдачи в аренду земли для строительства новых объектов, формирование условий инвестиционных накоплений (продажа, аренда, совместное пользование), расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих предприятий, также экспертиза инвестиционных проектов и выдача лицензий инвесторам .

Систему управления инвестициями в настоящее время можно представить тремя уровнями - уровень государственного управления (центральные органы управления), органы муниципального (территориального) управления и уровень хозяйственного управления .

Кроме того, в системе управления представлены три основных сектора: органы власти; коммерческие и предпринимательские структуры; общественные организации.

Государственное регулирование инвестиционной деятельностью осуществляется государственными органами и соответствии с государственными инвестиционными программами и включает утвержденные методы и формы. Иные методы и формы регулирования управления инвестиционной деятельностью со стороны государственных органов допускаются только по решению Госдумы и субъектов в составе РФ.

Цель реализуемой в нефтедобывающей отрасли общей энергетической политики сводится к простой формулировке - добиться перехода к энергосберегающим технологиям в производстве и потреблении ТЭР на основе достижений НТП и внедрения "ноу-хау".

Возможно таким общим знаменателем, системообразующим ядром энергетической стратегии должна стать именно целевая комплексная Программа энергосбережения России.

При этом не снижается важность других программ, но приоритет энергосберегающей политики проявляется в том, что все остальные программы должны финансироваться из госбюджета лишь в той жесткой мере, в какой они "работают" на энергосбережение.

Здесь необходимо отметить, что комплексный характер этой программы обусловлен двумя неразрывными сторонами единой проблемы энергосбережения, а именно: необходимостью сокращения энергопотребления и энергоемкости производства во всех отраслях народного хозяйства, с одной стороны, и снижением потерь при добыче, переработке и транспортировке ТЭР, с другой.

Для ТЭКа вторая сторона проблемы представляется наиболее актуальной. Поэтому на решение вытекающих из такой постановки задач должны быть направлены усилия ГССП, реализуемые посредством целевых инвестиционных программ. Перечень ЦИП может и должен быть расширен за счет совместных программ с государствами ближнего зарубежья по тем или иным проблемам развития ТЭКа, де-факто остающегося в экономическом отношении союзным комплексом. При этом должен быть использован опыт Межправительственного Совета по нефти и газу (Сургутское соглашение).

Помимо федерального бюджета в качестве источников финансирования программ могут быть названы: государственные и негосударственные средства стран СНГ; республиканские, .краевые, областные, муниципальные бюджеты; собственные средства предприятий; средства других инвесторов.

Однако, чтобы задействовать эти источники, программы должны стать привлекательными и престижными для их участников. Не говоря о предоставлении различных финансовых субвенций, налоговых льгот, правовых льгот как федерального, так и других уровней, можно наделять участников разного рода неимущественными правами, например, правом использовать в своих реквизитах и рекламе наименование "Официальный источник-федеральной программы".

При управлении федеральными программами для достижения их целевой результативности необходимо выдерживать три обязательных условия, а именно:

- контроль заявленных приоритетов и заданных целей и целевого использования федеральных средств;

- гарантии участников в части вложенных ими средств от политических и законодательных рисков, т.е. обеспечение преемственности обязательств государства при смене властей федерального уровня и изменение правовых актов и норм;

- ответственность участников за невыполнение программ или недостижение заданной результативности (эффективности).

Таким образом, объектом госрегулирования в рамках ГССП ( то есть предметом деятельности соответствующего госоргана, в качестве которого целесообразно определить действующие структуры Минтопэнерго РФ) выступают инвестиционные программы. Программы с лимитизированным финансированием включают ряд инвестиционных проектов, конкретно адресованных одному или нескольким госпредприятиям.

Претенденты на участие в программе (предприятия, объединения и др.) самостоятельно разрабатывают и представляют федеральному органу конкретные инвестиционные проекты, после чего производится отбор как проектов, так и участников. Финансирование предприятий-участников, по мнению автора, должно идти опосредованно через проекты по схеме:

приоритеты-программа-проекты-селекция проектов и участников контракт-целевое финансирование.

Эффект программы не сводится только к экономии ТЭР и получению дополнительных резервов для внутреннего потребления и экспорта, это, кроме всего, и важный экологический фактор, что делает особо привлекательными проекты для региональных и местных органов.

Селективная инвестиционная политика осуществляется таким образом по двум направлениям:

- прямые федеральные инвестиции;

- формирование благоприятной инвестиционной обстановки (инвестиционного климата) для других участников, оставшихся вне рамок прямой господдержки.

Второе направление представляется наиболее важным стратегическим и перспективным, т.к. количество сторонних участников программ и проектов уже сегодня намного больше, чем "избранных", а будет все время увеличиваться.

По мере снижения организационно-управленческого уровня госполитики (от федерального до хозяйствующего субъекта) их степень воздействия изменяется, но с разным знаком по направлениям:

- снижается - по прямому инвестированию с сосредоточением усилий на верхних уровнях;

- повышается при формировании благоприятной обстановки, т.е. усиливается работа по селекции групп предприятий, выявлению их позиционных интересов, изысканию возможностей стимулирования позитивных для государства тенденций и пресечению развития процессов, наносящих ущерб.

Как показывает практика, единого "чистого" критерия для выбора программы из множества предложений не существует и всегда приходится искать равнодействующую различных, разнонаправленных оценочных подходов.

Отобранные и рекомендованные для господдержки программы в отраслях ТЭК должны, по нашему мнению, отвечать следующим взаимозависимым критериям:

- геополитический - обеспечение целостности и суверенности государства;

- природоресурсный - сохранение минерально-сырьевой базы и окружающей среды;

- социально-производственный - развитие производственно-кадрового потенциала и обеспечение социальной стабильности.

Выделить приоритетность какого-либо из перечисленных критериев невозможно: отсутствие хотя бы одного не позволяет сохранить целостность всей системы. Поэтому оценку программы следует вырабатывать по всем этим позициям.

Представляется, что экономическая эффективность выдвигается на первое место при оценке конкретных предпринимательских проектов из нескольких предложенных или возможных вариантов. Это не значит, что энергетические программы не конкретны -им просто нет разумной альтернативы и их оценка имеет не только количественный, сколько качественный характер и формируется экспертно, с привлечением знаний, опыта, интуиции и здравого смысла: