Отсюда -- откровенная слабость принятого закона. Возникла излишне обширная область для подзаконного творчества, которая периодически заполняется по мере возникновения текущих проблем.

Думается, что именно отсутствие ясно обозначенных целей и хотя бы в общих чертах обрисованных путей их достижения привело к тому, что принятые законодательные акты не работают. Неудивительно, что основные элементы отечественной системы государственного регулирования недропользования, при терминологической схожести, коренным образом отличаются от своих зарубежных аналогов.

К сожалению, закон «О недрах», достаточно подробно регламентирующий обязанности, ответственность и требования к недропользователю, чрезвычайно скупо говорит об обязанностях государства по отношению к самому недропользователю. Это, в свою очередь, позволяет скептически относиться к положению закона, гласящему, что «лицензия закрепляет договорные отношения недропользования». Дело в том, что в нашей стране наличие договора (кстати необязательного), как это ни парадоксально, никогда не служило основанием для того, чтобы называть отношения договорными (вспомним, например. Союзный договор декабря 1922 года, или т.н. «договорные цены» из недавнего прошлого).

Впрочем, это вопрос из юридической области, и разные исследователи по-разному толкуют правовую природу отношений, возникающих между государством и инвестором в сфере недропользования.

Фактически же можно однозначно сказать, что сегодня ни одна лицензия вместе с самым подробным лицензионным договором не может защитить инвестора от произвола государства. Прежде всего этот произвол проявляется в налоговой сфере, а главным его (государственного произвола) инструментом является акциз на нефть. Вообще говоря, более дестабилизирующего налогового механизма трудно себе представить. Мало того, что невозможно предсказать среднюю ставку акциза, конкретный производитель нефти находится к тому же в двойной неопределенности, поскольку не знает, как ее продифференцируют. В результате отсутствует даже формальная возможность финансового планирования в рамках действующей налоговой системы,

Следует отметить, что налоги акцизного типа на сырую нефть в разное время вводились и в зарубежных странах, однако причины их введения и механизм действия коренным образом отличались от российского акциза. Например, в США налог на случайную прибыль (Windfall Profit Tax) был введен после колоссального роста цен на нефть в 70-е годы. Базой этого налога являлась разница между рыночной ценой нефти и «базовой» ценой. После снижения цен на нефть он был отменен как выполнивший свою основную задачу.

Акциз на транспортировку нефти тоже является экзотическим российским изобретением. Введен он был de facto в 1996 году в нарушение действующего законодательства без какого-либо обоснования, кроме необходимости сокращения дефицита государственного бюджета. Парадоксальным свойством этого налога является зависимость его величины от дальности перекачки нефти. Следовательно, вроде бы рентный налог выше там, где объективно ниже цена нефти на месте добычи, т.е. при прочих равных условиях более низкая потенциальная доходность добычи.

Таким образом, формируемый российским законодательством режим недропользования характеризуется следующими признаками:

-- отсутствие гарантий государства по отношению к недропользователю;

-- чрезвычайно высокий уровень налогообложения, делающий нерентабельной разработку более 60% запасов нефти;

-- крайняя нестабильность, не позволяющая привлекать инвестиции в проекты разработки, эффективные при «среднем» уровне налогообложения.

В определенном смысле режим соглашения о разделе продукции (СРП) является попыткой обходным путем разрешить эти проблемы.

Наиболее существенными отличиями СРП являются:

-- наличие полноценного договора между государством и инвестором, включающего взаимные обязательства сторон и гарантии стабильности условий;

-- специфический налоговый режим, параметры которого определяются по соглашению сторон, что позволяет в каждом конкретном случае достичь баланса экономических интересов государства и инвестора.

В настоящий момент рано говорить о реальных положительных или отрицательных сторонах заключения СРП в России, однако сложности (особенно политического характера) развития этой формы отношений общеизвестны. Можно однозначно сказать, что даже при самом благоприятном сценарии развития в нашей стране практики раздела продукции картину все же будет определять добыча нефти в «национальном режиме».

К сожалению, до настоящего времени не наблюдается никаких признаков того, что государство собирается предпринять какие-либо действия по улучшению ситуации, если не считать возвратно-поступательных движений с проектом Налогового кодекса. Либеральной считается позиция сохранения уровня налогообложения хотя бы на сегодняшнем уровне, а большинство представителей исполнительной и законодательной ветвей власти в условиях хронического дефицита бюджета убеждено в необходимости увеличения налогового пресса на нефтяной комплекс. В этом есть определенная «вина» и самих нефтяников, которые в 1997 году за счет форсированного использования своих достаточно изношенных мощностей стабилизировали объемы добычи. Определенную надежду на то, что законодательная и исполнительная власти повернутся лицом к проблемам нефтяного комплекса, как бы кощунственно это ни звучало, можно, на первый взгляд, связывать только с неизбежным в условиях отсутствия инвестиций падением добычи нефти в России.

Правда, угрожающая перспектива такого падения не пугает представителей власти, нашедших удобную отговорку для нерешения назревших вопросов. Эта отговорка -- необходимость энергосбережения. Однако даже самый поверхностный анализ показывает, что скорость падения объемов добычи нефти при сохранении существующих экономико-правовых условий намного превысит (более чем на 50 млн тонн к 2005 году) величину экономии энергоресурсов, предусмотренную утвержденной правительством в конце 1997 года федеральной целевой программой «Энергосбережение России». Причем перспективы выполнения данной программы выглядят достаточно сомнительно (кроме повышения тарифов для населения), особенно если вспомнить, что фактическое финансирование энергосбережения в 1994-1997 годах составило 7% от предусмотренных федеральной программой «Топливо и энергия», также утвержденной правительством. Таким образом, в руках государства останется единственный способ поддержания необходимого уровня потребления нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке России -- сокращение экспорта сырой нефти, негативные последствия чего очевидны и вряд ли нуждаются в оценке.

5. Комплексное решение интеграционных и технологических проблем внутри нефтедобывающих компаний как средство привлечения к ним дополнительных инвестиций

Мировой нефтяной кризис показал, что экспорт сырой нефти не может служить источником стабильного развития компаний. Гарантию устойчивого положения на рынке могут дать только производство и сбыт качественных и недорогих нефтепродуктов. Поэтому значение нефтепереработки в отечественной экономике неизбежно должно возрасти.

Вопрос о том, каковы оптимальные условия функционирования нефтеперерабатывающих производств в рамках вертикально интегрированных компаний, достаточно сложен. В процессе развития ВИНК уровень управляемости и экономической самостоятельности НПЗ будет меняться. И это напрямую отразится на эффективности производства, рынке сбыта, глубоко затронет интересы регионов.

Нам необходимо учитывать мировой опыт в этой сфере. Существует большое количество компаний, состоящих из одних нефтеперерабатывающих заводов, и в то же время есть предприятия, которые работают в составе нефтяных компаний и практически не обладают в полном смысле самостоятельностью. Это зависит, наверное, от структуры управления самой компанией. Если говорить о "ЛУКОЙЛе", то в данной компании принята схема централизованного управления. Концентрация производства и капитала, плановое ведение финансово-хозяйственной деятельности хотя и ограничивают самостоятельность дочерних предприятий, но зато позволяют минимизировать издержки, консолидировать финансовый поток и более рационально распределять полученную прибыль.

Самостоятельность НПЗ не может быть всеобъемлющей. Они обязаны работать в соответствии с планами головной компании, на которой, в свою очередь, лежит ответственность за обеспечение технического развития производства. Заводы должны распоряжаться выделенным им бюджетом и сами управлять своей повседневной деятельностью. Нет смысла заниматься мелочной опекой. Злоупотребление командно-административными методами приводит к снижению эффективности производства. К компетенции заводского руководства необходимо отнести выбор технологии производства, управление внутренним хозяйством, оперативное нормирование материальных ресурсов, а также ведение финансовой отчетности. Но крупные инвестиционные проекты, планы реконструкции, безусловно, относятся к прерогативе правления компании. В "ЛУКОЙЛе" сложился именно такой стиль управления.

Энергетика - основа всех промышленных производств, и ее проблемы надо решать на общенациональном уровне. К сожалению, федеральная целевая программа "Топливо и энергия", призванная поддержать отрасль, "скоропостижно скончалась". А вслед за ней в море глобальных экономических проблем "утонули" все попытки государственного регулирования развития нефтеперерабатывающей отрасли. Но для повышения конкурентоспособности российской продукции необходима государственная поддержка в деле структурной перестройки топливно-энергетического комплекса. Это позволило бы стабилизировать добычу нефти, освоить новые нефтегазодобывающие регионы, увеличить производство высококачественных нефтепродуктов за счет повышения эффективности переработки сырья, обеспечить экологическую безопасность производства.

Меры государственного регулирования могли бы заключаться в снижении тарифов на энергетические ресурсы, сокращении налоговых платежей, минимизации таможенных пошлин на закупаемые импортные присадки, катализаторы и иные компоненты для производства нефтепродуктов и т.д. Очень важна правильная ценовая политика. С ее помощью государство должно регулировать потребление низкокачественных и экологически вредных продуктов, таких, как этилированный бензин и дизельное топливо с высоким содержанием серы. Но пока власти безразлично относятся к этому вопросу. Должна проводиться более активная и правильная акцизная и тарифная политика, тогда нефтеперерабатывающая отрасль получит стимулы для развития производства.

Отраслевой принцип управления нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью ушел в прошлое. Минтопэнерго занимается сейчас совсем иным кругом проблем: выработкой государственной энергетической стратегии, формированием соответствующей законодательной и нормативно-правовой базы, тарифной политикой и т.д.

Вертикально интегрированные компании, перед которыми встала необходимость выживания в новых условиях, вынуждены сами решать свои проблемы. В условиях кризиса, когда упала цена на нефть, основную часть прибыли в любой компании будет давать нефтепереработка, поэтому внимание к этой отрасли значительно усиливается. Сегодня все определяет соревнование умов и организаторских способностей. А критерий успеха - объем продаж продукции и уровень издержек и загрузки нефтеперерабатывающих мощностей.

Эффективное производство в нынешних условиях возможно только при четком и последовательном выполнении плана, составленного на основании потребностей рынка. Сейчас задача состоит не в том, чтобы произвести как можно больше продукции, а в том, чтобы выпустить в нужных количествах именно тот товар, который пользуется спросом.

В 000 "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" разработана программа реконструкции топливного производства, выполнение которой предусмотрено в три этапа. Первый из них начат в 1996 г Он охватывает строительство установок гидроочистки дизельного топлива, фракционирования предельных и непредельных газов, стабилизации прямогонных и вторичных бензинов, а также блока природоохранных объектов, включающего установку по утилизации сероводорода и получению серы. Ввод всех этих мощностей в эксплуатацию намечен в 1999 г.

Второй этап реконструкции (2000-2002 г.г.) предусматривает строительство установок изомеризации и гидрокрекинга. Но в настоящее время проектные работы поданным проектам приостановлены, ведется работа с ЕБРР и EDO по поиску взаимовыгодных условий их кредитования. Ввод установок второго этапа позволил бы увеличить объемы производства моторных топлив (бензинов, реактивного и дизельного топлива) более чем на 1 млн. т в год без изменения объемов переработки нефти, глубина которой достигла бы 89%.

Реализация третьего этапа (2003-2004 гг.) - ввод в действие установок каталитического риформинга и второго блока гидроочистки дизельного топлива - позволит значительно усилить конкурентные позиции завода. В 2005 г предприятие начнет вырабатывать дизельное топливо только с содержанием серы не более 0,05%. Объем его производства составит 3035 тыс. т в год. Предприятие также перейдет на изготовление неэтилированных автобензинов марок Аи-93, Аи-95, Аи-98.

Причем объем их выпуска возрастет по сравнению с 1998 г. на 388 тыс. т в год.

Волгоградский завод является одним из крупнейших производителей масел в России, в том числе трансмиссионных, авиационных и гидравлических. Блок КМ-З - единственный в стране комплекс гидрогенизационных процессов низкого давления. Намеченная комплексная программа модернизации масляного производства предусматривает реконструкцию вакуумных колонн АВТ и комплекса КМ-З, что позволит вырабатывать масляные погоны узкого фракционного состава с пониженной испаряемостью и высокоиндексный компонент масел.

000 "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" выполнило первый этап реконструкции в 1993-1996 гг. Были модернизированы вакуумные блоки АВТ-1, 2, 4, установки каталитического риформинга, замедленного коксования, гидроочистки дизельного топлива. Построены установки вакуумной перегонки мазута и механохимической очистки сточных вод, модернизирован маслоблок. В результате всех этих мероприятий глубина переработки нефти возросла с 65,7 до 74,7%. Предприятие перешло на выпуск только неэтилированных бензинов, из которых доля высокооктановых составила 40%, количество дизтоплива с содержанием серы менее 0,05% - 30% от общего объема, освоено производство высококачественных масел.

В 1996 г. предприятие приступило ко второму этапу реконструкции. Учитывая тяжелую экономическую ситуацию, мы решили в нынешнем году сконцентрировать свои усилия только на наиболее высокоэффективных и быстроокупаемых объектах. Продолжается строительство комплекса легкого гидрокрекинга "Т-стар", завершается реконструкция установки каталитического крекинга с увеличением ее производительности с 400 до 700 тыс. т в год, идет подготовка к сооружению автономного энергоблока. В 1999 г будет проведена реконструкция установки КК-2 с увеличением ее производительности с 400 тыс. до 1 млн т в год. Это позволит отказаться от строительства нового комплекса каталитического крекинга и тем самым сэкономить более 200 млн долларов.

В целом, второй этап реконструкции планируется завершить в 2001 г В результате глубина переработки нефти возрастет до 82,6%, выпуск бензинов составит 2825 тыс. т по сравнению с 1658 тыс. т в 1997 г., дизельного топлива - 3549 тыс. т (2595 тыс. т в 1997 г)

Таким образом, мы видим основные пути преодоления кризиса производства в налаживании выпуска высококачественной высоколиквидной продукции при одновременном снижении затрат.

До создания вертикально интегрированных компаний уровень затрат по энергетике в нефтепереработке составлял не более 15%, а сегодня он вырос до 40-45%. Неудивительно, что многие предприятия сейчас строят собственные котельные и тем самым сокращают свои затраты на энергию в три-пять раз. Поэтому необходимо более последовательное и решительное государственное регулирование цен на ряд монопольных товаров.

Отдельные компании занимаются откровенным демпингом, используя такие свои естественные преимущества, как размещение "на трубе", близость к наиболее емким рынкам потребления продукции и т.д. Один из способов сокращения затрат - организация собственного производства тех материалов и товаров, покупка которых значительно увеличивает издержки. Прежде всего мы имеем в виду присадки. Хорошие масла без современных присадок произвести невозможно. Так, в 1983 г концентрация присадок в маслах в США составляла 5,8%, в 1998 г - уже 15,5%, а в 2003 г., по прогнозам, достигнет 16,7%. В некоторых маслах содержание присадок уже сегодня близко к 30%. В 80-е годы начато производство пакетов присадок как более удобной потребительской формы, и сейчас около 70% присадок реализуется именно в составе единых пакетов.

Мировая промышленность присадок расходует на научно-исследовательские работы около 500 млн долларов в год (в том числе в Европе - около 200 млн). Только в Европе действует до 20 исследовательских центров. Стоимость разработки одного компонента пакета присадок составляет от 1 до 5 млн долларов, а срок окупаемости разработки и создания производственной мощности - от 10до 15лет.

Качество выпускаемых в России присадок очень далеко от требуемого, а масла современного уровня производятся с широким привлечением импортных компонентов. В настоящее время "ЛУКОЙЛ" принимает меры по исправлению этого положения. С завершением работ по организации базового ассортимента важнейших присадок впервые в России появляется возможность создания их полного пакета.

Конечно, в период общего промышленного кризиса хорошо было бы скоординировать усилия всех нефтяных компаний на решении этой проблемы, как это раньше пыталось сделать централизованное руководство отрасли. Но по ряду причин это не удается, и нередко оказывается более выгодным покупать присадки за рубежом или у своих конкурентов в России, нежели производить их самостоятельно или в кооперации с другими компаниями.

Значительно снизить затраты можно было бы при использовании собственных катализаторов. Но, по сути, нормального производства этой продукции у нас в стране никогда и не было. Соответствующая программа была разработана еще во времена Советского Союза, но так и не получила развития - производство катализаторов в Ишимбае простаивает уже более 10 лет. Сегодня нет смысла достраивать Ишимбайский завод совместными усилиями нефтяных компаний, как это предлагают некоторые. Нефтяные компании отчисляют министерству определенные суммы, и на эти деньги можно достраивать Ишимбайский завод для тех, кому это необходимо.

Выведение предприятий нефтехимического комплекса из кризиса требует серьезной поддержки государства, разработки и внедрения пакета нормативных документов, направленных на снижение себестоимости продукции, и, как следствие, снижение цен. Необходимо выделить отдельные производства, способные выпускать конкурентоспособную продукцию, в холдинг, который не был бы отягощен социальной сферой и долгами. При этом выплата всех старых задолженностей должна быть отложена до того, как будут налажена стабильная работа всей цепочки предприятий, найдены надежные источники сырья и рынки сбыта. Все это требует значительной поддержки правительства и местных властей, обеспечения льготного режима налогообложения, снижения тарифов на энергоносители и транспорт и т.д.

При проведении технического перевооружения любая нефтяная компания нуждается в надежном научном обеспечении. Но, к сожалению, отечественная наука по ряду важнейших направлений не в состоянии разработать и внедрить новые процессы и материалы, соответствующие современным международным стандартам. Этому есть две причины: во-первых, недостаточное финансирование науки и, во-вторых, обособленность российских ученых от мировых научных центров (SAE, ASTM) и европейских отраслевых организаций (АТС, ATIEL, СЕС, АСЕА).

Ограниченное внедрение в России методов оценки физико-химических показателей нефтепродуктов по методам ASTM, отставание от международных методов эксплуатационной оценки качества готовых продуктов АСЕА, API и др., а также неучастие представителей Госстандарта РФ в разработке методов ISO в рамках работы Европейского координационного совета привели к тому, что требования стандартов не поощряют развитие российской нефтепереработки.

В этих условиях нефтяные компании вынуждены выходить на прямые контакты с мировыми лидерами в области передовых технологий и новых материалов и вместе с ними решать задачи технического перевооружения и реконструкции нефтеперерабатывающих заводов, что еще более усугубляет финансовое положение отраслевой науки и ее научно-технические возможности.

Покупка передовых импортных технологий и материалов приводит к утечке средств за рубеж, увеличивает зависимость отечественной нефтепереработки от Запада. В этих условиях нефтяным компаниям России целесообразно, объединив свои финансовые и технические возможности, создать научно-технический центр на базе наиболее квалифицированных отраслевых НИИ.

В мировой практике имеется классический пример такого сотрудничества остро конкурирующих компаний. В начале 90-х годов в США по решению автомобильных гигантов "Дженерал Моторс", "Форд" и "Крайслер" был образован научно-технический центр "УСКАР" (USCAR), который разрабатывает для всех трех учредителей прототип перспективного автомобиля, оценивает новые идеи и выдает рекомендации по новым технологическим процессам, формулирует обобщенные требования к смежникам, участвует в работе комитетов SAE и ASTM (в том числе и по альтернативным топливам и новым требованиям к маслам). При этом происходит ежегодная ротация в руководстве USCAR, исполнительным директором которого последовательно назначается представитель одной из компаний-учредителей центра

Отраслевая наука - это только одна из сфер, где необходима координация усилий предприятий нефтепереработки. Без взаимодействия всех заинтересованных сторон невозможно решить и многие другие проблемы. Поэтому необходимо найти новые методы управления отраслью, которые бы не повторяли ошибки командно-административной системы и позволяли предприятиям выпускать качественную продукцию при минимуме издержек.

Реализация разработанных в России программ модернизации нефтеперерабатывающей промышленности зависит от решения ряда сложных технических и финансовых проблем. Пути решения этих проблем нашли весьма полное отражение в федеральной целевой программе "Топливо и энергия", утвержденной правительством РФ весной 1996 г., и, прямо скажем, не новы. Они обсуждаются на различных уровнях уже не первый год и сводятся к трем основным направлениям.

Во-первых, отрасли необходимы повышение общей экономической эффективности, а также максимально возможная адаптация к требованиям внутреннего и зарубежного рынков за счет повышения технического уровня производства путем углубления переработки нефти, существенного улучшения качества нефтепродуктов, повышения надежности и безопасности установок, производств и отдельных видов оборудования. Во-вторых, российским нефтепереработчикам необходимо добиться сокращения ущерба, наносимого отраслью природной среде как за счет уменьшения вредных выбросов собственно НПЗ, так и за счет снижения этих выбросов при сжигании нефтепродуктов в различных двигателях, на электростанциях, в котельных и т.д. Наконец, наиболее актуальной из проблем, несомненно, является организация финансирования программ модернизации предприятий нефтепереработки.

За последние пять лет глубина переработки нефти в отрасли практически не изменилась, а по сравнению с 1990 г. снизилась на 1,7%. Вместе с тем в 1997 г целый ряд НПЗ имел гораздо большую глубину переработки, чем в среднем по отрасли ("ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" - 73,2%, "Омскнефтеоргсинтез" - 79,48%, "Ангарская НХК" -69,9%, Ново-Уфимский НПЗ - 71,28%, "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка"-75,57%, Московский НПЗ - 69,27%), что подтверждает значительные возможности российских технологий, в основном используемых в нашей нефтеперерабатывающей промышленности.

Из приведенных данных следует, что в течение последних лет наблюдается непрерывное улучшение качества автомобильных бензинов. Более того, быстрое увеличение производства неэтилированных бензинов позволило в ряде крупных городов законодательно запретить использование этилированного горючего. Что же касается высокооктановых бензинов, рост их доли в основном связан с уменьшением объема переработки и высвобождением мощностей установок каталитического риформинга и каталитического крекинга. А увеличение доли малосернистых дизельных топлив, в свою очередь, преимущественно связано с высвобождением мощностей установок гидроочистки и повышением внимания к этому вопросу на большинстве НПЗ.

Таким образом, несмотря на определенное улучшение качества вырабатываемых топлив, можно констатировать, что федеральная целевая программа "Топливо и энергия" выполняется с отставанием по целому ряду показателей.

Немаловажной причиной такого положения является отношение к нефтеперерабатывающей промышленности со стороны Минтопэнерго РФ и ряда нефтяных компаний, которое нельзя назвать иначе, как недальновидным. Это подтверждается тем, что падение переработки нефти идет более быстрыми темпами, чем падение добычи.

Безусловно, сложившаяся ситуация не может быть признана нормальной и должна быть изменена в пользу нефтепереработки в самые короткие сроки. Однако даже этим всех проблем отрасли сегодня не решить. Ведь главным "камнем преткновения" в развитии российской нефтепереработки уже давно является нерешенность вопросов финансирования. На большинстве НПЗ за несколько лет проделана большая работа по разработке ТЭО развития предприятий, выбору необходимых технологий и подготовке, а в отдельных случаях и заключению контрактов на строительство. Но как только дело доходит до реализации проектов, большинство благих начинаний из-за банального отсутствия средств остается на бумаге.

Безусловно, главным препятствием, не позволяющим переломить создавшуюся ситуацию, является продолжающийся в России экономический кризис, что делает невозможным направление в нефтеперерабатывающую промышленность крупных капиталовложений российскими и иностранными инвесторами из-за сохраняющихся высоких рисков, а также резко ограничивает возможности российских нефтяных компаний и нефтеперерабатывающих заводов вкладывать в развитие производства собственные средства и оплачивать привлекаемые для этой цели банковские кредиты. Отсутствие собственных оборотных средств вынуждает НПЗ работать на давальческой нефти, значительная часть которой поставляется коммерческими организациями.

Вместе с тем, за последние год-два в отечественной практике, к сожалению, появились примеры отказа нефтяных компаний и НПЗ от получения уже согласованных кредитов на отдельные проекты. Приведу конкретные примеры.

В 1996-1997 гг. практически было согласовано выделение ОАО "Крекинг" (г. Саратов) Эксимбанком США и испанской компанией экспортного страхования CESCE кредита в размере 271 млн. долларов для строительства установки гидрокрекинга мощностью 1,2 млн. т в год. Однако по предложению компании "СИДАНКО", контролирующей этот НПЗ, выделение кредита было отложено и, скорее всего, в обозримом будущем не состоится

В АО "Салаватнефтеоргсинтез", несмотря на имеющиеся соглашения о выделении германского кредита для финансирования строительства мощностей по производству 230 тыс. т/год этилбензола и 200 тыс. т/год стирола, предоставление средств задерживается из-за позиции, занятой руководством предприятия, испытывающего серьезные финансовые трудности.

На Ухтинском НПЗ для финансирования строительства установки гидроочистки дизельного топлива и керосина мощностью 750 тыс. т/год по контракту с фирмой "Шторк-Компримо СКЛ Гмбх" (Германия) было принципиально согласовано выделение кредита в объеме 250 млн. немецких марок. Однако до настоящего времени по вине российской стороны вопрос окончательно не решен.

В 1996 г. Европейский банк реконструкции и развития положительно решил вопрос о выделении ОАО "Ачинский НПЗ" кредита в размере 62 млн долларов для окончания строительства комплекса по производству нефтяного кокса по контракту с фирмой "Бектел" (США). Однако и в этом случае вопрос "повис в воздухе" отнюдь не по вине иностранцев.

Впрочем, есть и немногочисленные положительные моменты. Так, в последнее время правительствами России и Японии практически согласовано выделение японского кредита для финансирования строительства установки гидрокрекинга и других установок в АО "Ярославнефтеоргсинтез" Ожидается, что кредитное соглашение будет подписано в ближайшее время. Можно привести еще несколько примеров успешного решения вопросов кредитования отдельных проектов ("ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез", "НОРСИ-ОЙЛ" и др.), которые, однако, являются скорее исключениями, подтверждающими общее правило.

Следует отметить, что привлечение российских банков к кредитованию крупных проектов по-прежнему почти нереально из-за ограниченности возможностей этих банков и невыгодных для промышленности условий предоставления кредитов. Кроме того, к числу факторов, оказывающих негативное влияние на положение дел с финансированием инвестиционных проектов, является недооценка и, как следствие, практическое неиспользование нефтепереработчиками возможностей получения государственной поддержки, предусмотренной Постановлением правительства РФ от 4 декабря 1995 г. №1 189 "О мерах по финансированию реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающих предприятий".

В создавшейся очень сложной ситуации каждой нефтяной компании, НПЗ и зарубежной фирме необходимо избрать наиболее отвечающую их специфике тактику привлечения инвестиций.

По моему мнению, было бы целесообразным, во-первых, при содействии Минтопэнерго и нефтяных компаний довести до стадии подписания кредитные соглашения, подготовленные в результате уже проведенной работы и обеспечивающие решение вопросов финансирования конкретных проектов.

Во-вторых, рекомендовать нефтяным компаниям и НПЗ подготовить документацию, необходимую для получения государственной поддержки согласно соответствующему постановлению правительства. Это может быть особенно важно для финансирования рублевой части затрат (проведение строительно-монтажных работ, оплата услуг российских научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций и др.).

И, в-третьих, поскольку на широкомасштабное кредитование программы модернизации НПЗ зарубежными и российскими банками в настоящее время рассчитывать не приходится, для достижения в сравнительно короткие сроки заметного увеличения глубины переработки нефти и улучшения качества нефтепродуктов, а также для решения других приоритетных задач развития отрасли с помощью небольших инвестиций целесообразно реализовать программу модернизации действующих технологических установок, объектов общезаводского хозяйства, а также осуществить ряд эффективных проектов, направленных на снижение затрат на энергообеспечение предприятий.

Успешному решению этих задач будет способствовать и тот факт, что за последние годы в отрасли накоплен немалый опыт реконструкции действующих объектов с участием отечественных НИИ и проектных организаций, а также зарубежных фирм. Сегодня на рынке имеются многочисленные предложения зарубежных и отечественных организаций по модернизации действующих производств, в частности, по таким направлениям, как:

- реконструкция установок первичной переработки нефти с целью увеличения отбора светлых нефтепродуктов и сокращения расхода энергии,

- организация производства дизельного топлива с содержанием серы не более 0,05%:

- реконструкция установок каталитического крекинга разного типа с целью увеличения производства бензиновых и дизельных фракций, а также сокращения расхода энергии;

- перевод отдельных установок гидроочистки топлив на процесс легкого гидрокрекинга для увеличения производства дизельного топлива:

- перевод выведенных из эксплуатации установок каталитического риформинга на процесс изомеризации углеводородов Cg-Cg для производства высокооктановых компонентов автомобильного бензина;

- реконструкция установок каталитического риформинга для увеличения производства высокооктановых компонентов автомобильного бензина;

- модернизация установок атмосферной перегонки нефти и термического крекинга под процесс висбрекинга;

- оптимизация приготовления товарных автомобильных бензинов:

- повышение эффективности энергообеспечения нефтеперерабатывающих заводов путем строительства в составе НПЗ автономных электростанций с применением газотурбинных установок и дизельных генераторов;

- проведение энергосберегающих мероприятий;

- реконструкция и модернизация товарно-сырьевых и промежуточных парков НПЗ.

Принимая во внимание сравнительно небольшой объем инвестиций, необходимых для реализации этих проектов, в первую очередь связанных с реконструкцией действующих объектов НПЗ, целесообразно активизировать переговоры с рядом российских банков, которые в последнее время проявляют определенный интерес к участию в финансировании подобной деятельности. Кроме того, предприятиям отрасли нельзя пренебрегать возможностью использования лизинга для приобретения комплектного и разрозненного оборудования, отечественного или импортного.

С целью сокращения валютных затрат имеет смысл шире использовать возможности отечественной науки, техники и машиностроения, о которых следует сказать отдельно.

Накопившим большой опыт российским институтам, таким, как ВНИПИ-нефть, ВНИИНП, Ленгипронефтехим, ИПНХП, Башгипронефтехим и др., сегодня вполне по плечу создание отвечающих всем современным требованиям проектов строительства и реконструкции столь необходимых сегодня отрасли установок первичной переработки нефти, каталитического риформинга, гидроочистки топлив, каталитического крекинга, легкого гидрокрекинга, замедленного коксования и т.д. При этом изготовление и поставку основного оборудования для большинства проектов смогли бы обеспечить отечественные машиностроители, и за рубежом требуется закупать только отдельные технологии и агрегаты.

Однако приведенные выше соображения о возможностях использования отечественных технологий, проектов и оборудования в настоящее время в значительной степени являются скорее теоретическими и для своей реализации требуют выполнения определенных условий. В первую очередь, необходимо сохранить и восстановить научный потенциал научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций, работающих в области нефтепереработки и нефтехимии. Для этого государственные органы с широким привлечением нефтяных компаний должны в самые сжатые сроки разработать и осуществить комплекс мер по отбору важнейшей тематики, организации ее финансирования, созданию достойных материальных условий для специалистов, работающих в НИИ, проектных институтах и КБ. Также необходимо использовать промышленный потенциал предприятий химического и нефтяного машиностроения, создав условия для получения ими крупных заказов на изготовление оборудования.

Кроме того, огромными возможностями, как известно, располагают предприятия ВПК, особенно в области изготовления современных средств контроля и автоматики, а также ряда видов машинного оборудования. Эти возможности используются сегодня совершенно недостаточно. Впрочем, такое положение можно постепенно исправить.

6. Решение экологических аспектов в связи с привлечением инвестиций в нефтедобывающую отрасль России

Сегодня становится очевидным, что в большинстве своем российские предприятия ТЭК не готовы поддерживать принципы устойчивого развития в своей деятельности. Предприятия ставят перед собой главным образом краткосрочные цели, направленные на скорейшее получение прибыли, сокращая всеми возможными способами издержки, в том числе и на экологические цели. Тем самым они игнорируют будущее развитие.

Компании, занимающиеся разработкой природных ресурсов и их реализацией, находятся в постоянном противоречии с принципами охраны окружающей среды.

Лишь немногие российские предприниматели осознают необходимость разработки стратегии перспективного развития предприятия, нацеленной на устойчивый, сбалансированный рост.

На фоне кризиса может остаться незамеченным процесс изменений, происходящих в системе управления зарубежными предприятиями; и внедрения экономических инструментов, повышающих статус экологически ориентированных компаний и ограничивающих отстающих конкурентов. Понять и проанализировать подобные изменения, не будучи вовлеченным в этот процесс, невозможно Изменения затрагивают не только систему управления предприятием, но и внедрение новых моделей бухгалтерской отчетности и финансового анализа деятельности предприятия, которые должны отражать существующие и будущие экологические риски.

Акционеры и инвесторы начинают обращать внимание на экологические издержки и последствия реализации инвестиционных проектов. Возрастает роль общественных организаций, воздействующих на процесс реализации проектов от стадии декларирования намерения до осуществления общественного экологического мониторинга на последующих этапах реализации. Примером таких оценок и отношений могут служить общественные слушания крупнейших проектов Каспийского трубопроводного консорциума и проекта "Голубой поток" в черноморском регионе.

Руководителям компаний приходится учитывать принцип сбалансированного развития, отражающий не только экологические последствия реализации проектов, но и социальный и геополитический аспекты. Ориентация на долгосрочные проекты постепенно приводит бизнесменов к адекватному восприятию понятия устойчивого развития

В непростой для отечественной экономики период ведущие предприниматели России проявляют свою заинтересованность в решении указанных проблем. Представители крупнейших топливно-энергетических компаний объединяются в организациях вместе со специалистами и учеными, не имеющими прямого отношения к бизнесу Примером такой организации в России является Неправительственный экологический фонд имени В.И.Вернадского. Компании топливно-энергетической отрасли, активно сотрудничающие с экологами в рамках нашего фонда, по праву подтверждают реноме передовых предприятий российской экономики. Среди них в первую очередь следует назвать РАО "Газпром" и ОАО "ЛУКОЙЛ".

Создание долгосрочных программ устойчивого развития "Газпрома" и "ЛУКОЙЛа" определено в решениях высших органов управления компаний. В существовании и реализации таких документов заинтересованы не только акционеры и персонал предприятий. В случае "Газпрома" такая программа имеет еще и непосредственное отношение к задачам государства, которые связаны с бюджетными поступлениями от газовой промышленности, играющими решающую роль в обеспечении социальной стабильности, преодолении спада и достижении последующего подъема экономики России.

Принятая на Совете директоров ОАО "ЛУКОЙЛ" в 1997 г. стратегическая концепция устойчивого развития, включающая в себя всю группу дочерних и региональных структур, определила целевую ориентацию на одновременное и взаимосвязанное увеличение ресурсно-производственного потенциала, повышение финансовых результатов, обеспечение социальной и экологической безопасности. Четкими критериями успешной финансово-хозяйственной деятельности компании указанная концепция определяет долгосрочное и стабильное увеличение прибыли на основе прочной ресурсной и производственной базы, причем, с обязательным решением социальных задач и достижением экологической безопасности

Из этого видно, что ставшие актуальными для ведущих мировых корпораций принципы устойчивого развития находят свое применение и в сложных условиях российской переходной экономики

Как следует из документов Международной комиссии по проблемам окружающей среды и развития, устойчивое развитие - это не зафиксированное состояние гармонии, а, скорее, процесс изменений, в котором эксплуатация ресурсов, вложение инвестиций, ориентация на технологическое развитие и законодательные изменения проводятся в интересах настоящих и будущих поколений.

7. Возможности применения предложенной программы на примере Каспийского региона

По оценкам, суммарные доказанные запасы нефти Каспийского региона не превышают 3% мировых, а финансовые потребности на их разработку -- как минимум 8--10% от прогнозируемых мировых капиталовложений в разведку и добычу нефти. Оптимизация рисков финансирования требует примерно паритетного уровня этих двух показателей, и потому маловероятно, что все намечаемые проекты освоения углеводородного потенциала региона смогут быть профинансированы в полном объеме.

Стратегическое значение любого нефтегазового региона заключается в объемах запасов его энергоресурсов и местоположении. С этих позиций размер запасов углеводородного сырья в значительно меньшей мере определяет значение Каспийского региона, нежели его географическое положение, которое определяется двумя стратегически важными особенностями. Во-первых, регион находится между основными, как сегодня, так и в перспективе, рынками сбыта нефти и нефтепродуктов (Европа и Азия), и во-вторых, занимает промежуточное положение между регионами, являющимися ведущими поставщиками жидкого топлива (Ближний и Средний Восток, Северная Африка, Россия) на рынки Восточного полушария.

Что касается углеводородного сырья, то в контексте данной статьи нас интересуют не столько оценки общего ресурсного потенциала Каспийского региона (то есть величина запасов нефти и газа, которые могут быть вовлечены в разработку в обозримом будущем), сколько “доказанные извлекаемые запасы” разведанных месторождений, оценки которых дают возможность рассчитать, хотя бы приближенно, стоимостные показатели добычи каспийской нефти и ее доставки на рынок.

По оценкам различных западных источников, доказанные извлекаемые запасы нефти региона (что, по мнению большинства экспертов, эквивалентно запасам категорий А+В или А+В+С1 по российской классификации) составляют примерно 2--4 млрд. тонн. В мировом масштабе это сравнимо с величиной запасов Северного моря и почти в 25--50 раз меньше, чем в государствах Ближнего и Среднего Востока (БСВ), в недрах которых содержится 90-- 100 млрд. тонн, или более двух третей мировых доказанных запасов. Очевидно, что располагая доказанными запасами в 1,3--2,6% от мировых, Каспийский регион в принципе не может стать “вторым Персидским заливом”. Тем не менее его роль в энергоснабжении Западной Европы может на короткий промежуток времени оказаться весьма значительной: в начале будущего века ожидается начало падения добычи нефти в Северном море, и по мере истощения североморских месторождений спрос на замещающую (в том числе каспийскую) нефть в Европе будет расти.

Конечно, на сегодня геологическая изученность прикаспийского региона, особенно в морской его части, которую можно причислить к категории “нового” нефтегазоносного района, значительно ниже, чем “старых” добывающих районов. По мере дальнейшего развертывания поисково-разведочных работ и с началом добычи будет происходить уточнение оценок запасов как отдельных место рождений, так и нефтегазового потенциала всего Каспийского региона.

Вопрос в том, в каком направлении они будут уточняться? На наш взгляд, в сторону уменьшения. Тому есть две причины.

Первая. Недра Каспийского региона еще с советских времен достаточно хорошо изучены на нефтегазоносность. В результате выполнения единого комплекса геологоразведочных работ, осуществленных еще до 1992 года, под дном Каспия были установлены богатые ресурсы углеводородов (не менее 10--12 млрд. т у.т.). Новые экспертные геологические оценки потенциальных ресурсов нефти и газа Каспийского моря показали, что они могут составить около 20 млрд. т у.т. На акватории Каспия выявлено более 250 локальных структур, 47 из них было подготовлено к бурению, на 27 объектах проводилось глубокое разведочное бурение, открыто 20 нефтяных и газовых месторождений. Только при высокой геологической изученности каспийских недр можно было, во-первых, в свое время оценить сравнительную экономику освоения этого региона как менее предпочтительную (с учетом отсутствия в то время в стране необходимых технологий разработки глубоководных морских месторождений) по сравнению с разработкой западносибирской нефти, и затем, по мере истощения западносибирских месторождений, увязать перспективы наращивания добычи (в первую очередь морской нефтедобычи) в СССР главным образом с Каспием.

Таким образом, в основе всех нынешних представлений о прогнозных ресурсах региона лежат достаточно надежные оценки, и ожидать их кардинального пересмотра в сторону повышения не приходится.

Вторая. Оценки доказанных запасов нефти в Каспийском регионе в настоящий момент следует считать завышенными. В этом заинтересованы сами прикаспийские государства, которым необходимо привлечь внимание потенциальных иностранных инвесторов. Это выгодно и западным странам, которые стремятся поддерживать у руководства государств Каспийского региона убежденность в возможности проведения самостоятельной экономической политики на основе будущих финансовых поступлений от эксплуатации собственных природных ресурсов. Отсюда заявления о “новом Кувейте”, “новом Персидском заливе” и т.п.

Так, сводные американские оценки ресурсов углеводородов четырех прикаспийских государств -- Азербайджана, Ирана, Казахстана и Туркменистана, равные 51,2--57,1 млрд. т у.т., примерно в 4 раза превышают соответствующие российские оценки по максимальному варианту (15,9 млрд. т у.т.). Более того, американские оценки ресурсов одной лишь нефти (35,2--37,9 млрд. т у.т.) вдвое превышают российские по сумме нефти и газа (18,1 млрд. т у.т.)

Вероятно, можно ожидать, что в скором времени, когда политические соображения отойдут на второй план и начнется серьезная экономическая оценка каспийских проектов, произойдет корректировка величины углеводородных запасов региона в сторону их снижения, особенно на стадии организации проектного финансирования разработки месторождений. Финансовые институты являются наиболее консервативными субъектами предпринимательской деятельности, старающимися свести к минимуму риски невозврата кредитных ресурсов. Поэтому банковская экспертиза является, как правило, самой жесткой, склонной занижать оценку ресурсной базы, лежащей в основе представленных для получения финансирования бизнес-планов (проектов разработки месторождений).

Подавляющая часть ресурсов региона сосредоточена в недрах двух стран -- Азербайджана и Казахстана. Неравномерность их распределения в недрах под акваторией Каспия является объективной причиной разногласий в вопросе определения правового статуса Каспийского моря. В зависимости от различных вариантов делимитации Каспия меняется и объем углеводородных ресурсов, приходящихся на долю отдельных стран. Цена вопроса велика, особенно для Ирана, Казахстана и России. Так, по расчетам Министерства природных ресурсов РФ, при различных вариантах раздела дна Каспийского моря в соответствии с пятью основными принципиальными подходами, максимальные и минимальные оценки ресурсов нефти и газа (при средних плотностях прогнозных ресурсов), приходящихся на долю отдельных прикаспийских государств, варьируют в следующих диапазонах: для Азербайджана -- 7%, для Ирана-- 147% (в 2,47 раза), для Казахстана -- 117% (в 2,17 раза), для России -- 110% (в 2,1 раза), для Туркмении -- 21% и в целом по Каспию -- 19%.

Этот диапазон максимален, а значит и последствия выбора окончательного решения наиболее значительны для России и Казахстана. Однако, на наш взгляд, нерешенность правовых вопросов сможет лишь затормозить, но не помешать освоению нефтегазовых ресурсов Каспия.

Для анализа производственных возможностей по добыче нефти в Каспийском регионе нами был построен график добычи нефти по отдельным странам на ближайшие 20 лет -- на период до 2018 года.

Методика расчета основана на переложении динамики добычи нефти на аналогичных месторождениях в других странах на проекты на Каспии исходя из величины оценок доказанных извлекаемых запасов отдельных каспийских месторождений.

В расчетах по Азербайджану использовались данные по первым четырем проектам из числа девяти, по которым на сегодня подписаны соглашения о разведке и разработке с нефтяными компаниями: Азери -- Чыраг -- Гюнешли (доказанные извлекаемые запасы нефти и конденсата 520 млн т), Карабах (85 млн т), Шах-Дениз (300 млн т), Дан Улдузу -- Ашрафи (140 млн т).

Остальные пять проектов, по которым устойчивые оценки доказанных запасов пока отсутствуют, на данной стадии исследования в расчеты не включены. Таким образом, данные по добыче нефти в Азербайджане касаются только первой фазы освоения нефтяных месторождений каспийского шельфа страны.

Прогноз добычи в Казахстане основан на скорректированных нами оценках добычи жидкого топлива из месторождений на суше (Тенгиз, Карачаганак и более мелкие -- Кумколь, Узень и др.), и, начиная с 2004 года, ожидаемой добычи на шельфе. Официальные (правительственные) оценки прогнозных уровней добычи нефти в стране нам представляются завышенными и потому в основу настоящего прогноза положены не были

Отсутствие Туркменистана в расчетах поставок нефти на мировой рынок объясняется тем, что мы исходим из предположения, что в анализируемой перспективе нефтяная отрасль этой страны будет ориентирована в первую очередь на внутренний рынок.

Расчеты показали, что уже к концу первого десятилетия будущего века один Азербайджан, только в рамках первой фазы освоения каспийских месторождений, может выйти на уровни добычи порядка 60 млн. т нефти в год. К этому же времени добыча в Казахстане могла бы достичь 120 млн. т/год. Таким образом, прирост добычи нефти в регионе может в принципе достичь 180 млн. т (речь идет только о потенциальных добывающих возможностях Каспия, без учета пропускной способности экспортных трубопроводов и емкости рынков). В дальнейшем уровень добычи прикаспийских государств будет определяться темпами освоения казахстанского шельфа, добыча на котором будет в значительной степени компенсировать ее падение на месторождениях на суше. Таким образом, “технически” возможный уровень добычи нефти на Каспии весьма значителен. Возможные “экономические” ограничения становлению Каспия как новой нефтедобывающей провинции связаны с тем, будут ли востребованы рынком такие объемы поставок нефти из этого региона, и если да, то смогут ли проекты разработки и транспортировки каспийской нефти быть обеспечены требуемым объемом инвестиций.

Проведенные нами расчеты показали, что совокупный уровень спроса на инвестиции только в первую фазу освоения каспийской нефти может составить не менее 60--70 млрд. долл. При этом более 80% указанных средств будет направлено в добычу (примерно равными долями в азербайджанский и казахстанский сектора), остальное -- в системы ее транспортировки.