Тенденции и перспективы развития нефтяного комплекса в Российской Федерации
Дипломная работа - Экономика
Другие дипломы по предмету Экономика
µ низкими дебитами скважин и сравнительно невысокими темпами отбора нефти) уже достигла 55-60% и продолжает расти. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежах требуются другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки.
Более 70% запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55%, то сегодня такую долю (55%) составляют запасы с дебитами до 10 т/сутки. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70%. Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось их общее количество, значительно вырос фонд бездействующих скважин. Однако это уменьшение было "компенсировано" примерно вдвое большим ростом за то же время числа законсервированных скважин. Таким образом, фактически уменьшение неработающего фонда скважин в последние годы произошло за счет перевода скважин из бездействующего фонда в консервацию, а не за счет их ввода в эксплуатацию.
Такой высокий процент неработающего фонда скважин не предусмотрен ни одним проектным документом. Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7%, что при сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и текущих мировых ценах эквивалентно $65-80 млрд.) и является грубейшим нарушением Закона "О недрах" в части рационального использования недр.
Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию - низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию убыточной, в рамках действующей налоговой системы, для компаний. Эта система ориентирована на налогообложение высокодебитных месторождений с высокой долей горной ренты в цене. Она не является гибкой и поэтому не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, роста обводненности их продукции, а значит и резкого сокращения доли ренты в цене.
В силу изложенного, высока доля нерентабельных запасов, что отражено на рисунке 4.
Рисунок 4 - География распределения рентабельных и нерентабельных запасов нефти в России(1)
Обеспеченность рентабельными в разработке запасами (аналог "доказанных извлекаемых запасов" по западной классификации) по России в целом не превышает 20-25 лет, а по некоторым компаниям - 15-20 лет, что соответствует средней продолжительности разработки одного среднего месторождения. Как уже отмечалось, средний период от открытия новых месторождений до ввода их в разработку составляет обычно не менее 10-ти лет. С другой стороны, обеспеченность рентабельными запасами в целом по России составляет порядка 2-х инвестиционных (разведка плюс освоение) циклов, при крайне неблагоприятном инвестиционном климате в стране. Это предопределяет необходимость высокой заблаговременности принимаемых в отношении нефтяного комплекса решений для того, чтобы их действие оказалось эффективным.
Если рассматривать нефтяную промышленность мира, то на успешно освоила методы снижения издержек путем совершенствования технологий, изменения системы налогообложения, институциональных изменений. Все это существенно расширило ценовые ограничения для различных нефтедобывающих районов, позволяя реализовать все большое количество нефти даже в условиях более низких цен.
В России сегодня ситуация прямо противоположна тому, что происходит в большинстве нефтегазодобывающих государств с издержками добычи, превышающими издержки в странах ОПЕК: ни один из элементов цены не снижается. В ряде случаев их совокупность в России уже является запретительно-высокой: по расчетам как отечественных, так и зарубежных специалистов, объем начисленных налогов при действующей налоговой системе превышает налогооблагаемую базу.
Сегодня российские нефтяные компании значительно превосходят свои западные аналоги величиной нефтяных запасов, обеспеченность которых составляет - 10 лет. Благодаря сложившейся транспортной инфраструктуре рынок стран Западной и Центральной Европы останется для России крупнейшим и в следующие 20-25 лет. В последнее время большие перспективы связываются со странами Азиатско-Тихоокеанского региона, поскольку там ожидается рост потребления нефти и нефтепродуктов. Однако следует отметить, что в последнее время практически не вводилось мощностей по переработке нефти, притом, что суммарная мощность вторичных процессов по отношению к мощности первичной переработки составляет 60%, в то время как в развитых странах этот показатель находится в интервале 1,5 - 3 раза. Глубина российских НПЗ составляет в среднем 2,85 против 6,6-9,5 на Западе. Отсюда большая доля топочного мазута в валовом объеме конечных продуктов, низкое качество моторных топлив, не отвечающих западным стандартам. Резко стали снижаться темпы добычи углеводородов, а также других полезных ископаемых, причиной явилось увлечение НК темпами роста текущей прибыли, когда добыча на низкорентабельных месторождениях была приостановлена.
В тот же период практически прекратились инвестиции в геолого-разведоч?/p>