Навигация
Российский экспорт топливно-энергетических ресурсов
161135
знаков
11
таблиц
0
изображений
ТОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
РОСИЙСКИЙ ЭКСПОРТ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ
(курсовая работа)
Научный руководитель
кандидат экон. наук, доцент
_______ С.А. Кологривов
Выполнил студент
II курса, группа 903б
очного отделения
специальности
«Мировая экономика»
______С. И. Арабаджиев
Томск
2002
Оглавление
Введение. 3
1. Проблемы российского экспорта ТЭР.. 4
1.1.Экспортный потенциал ТЭК России. 4
1.2.Роль экспорта ТЭР в экономическом развитии России на современном этапе. 11
1.3. Государственное регулирование экспорта нефти и газа. 14
1.4. Основные рынки сбыта российских ТЭР. 21
2. Основные направления развития экспорта ТЭР из России.. 23
2.1.Возможна ли альтернатива экспорту ТЭР?. 23
2.2. Внешнеэкономическое сотрудничество и энергетическая дипломатия. 28
2.3. Перспективные рынки сбыта российских ТЭР. 32
Заключение. 37
Список использованной литературы. 39
Введение
Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов ,ветряную и другие нетрадиционные источники).Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.
Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходиться 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляют 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.
Топливно-энергетический комплекс имеет большую районообразовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан России ,такие проблемы, как безработица и инфляция.
Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной ,газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная.
Добыча и потребление топливно-энергетических ресурсов, пришедших в начале века на смену дереву и углю, растет с каждым годом. В наше время контроль за топливно-энергетическими ресурсами и средствами их транспортировки играет не последнюю роль в определении геополитической ситуации той или иной страны. ТЭР являются одной из основ российской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. В силу конкурентных факторов Россия на сегодняшний день не способна существенно увеличить долю готовых изделий и, прежде всего машинотехнических, в своем экспорте. Экспорт жидких углеводородов останется в ближайшем будущем основным источником внешнеторговых валютных поступлений и следовательно, основным источником финансирования импорта. Импорт необходим не только для наполнения потребительского сектора экономики страны, но и для обеспечения развития промышленной и сельскохозяйственной базы за счет ввоза современных высокотехнологичных и эффективных инвестиционных товаров.
Таким образом, ТЭР - это богатство России. Топливно-энергетическая промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на ТЭР всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей топливно-энергетической промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.
В данной работе тщательно рассмотрена структура российского экспорта энергоносителей, в частности объективно оценен экспортный потенциал топливно-энергетических ресурсов России, и целесообразность экспорта энергоносителей, а также рассмотрены варианты выхода из сырьевой специализации страны путем поиска альтернатив нещадного расточительства Российских недр, цели, рычаги и механизмы государственного регулирования экспорта нефти и газа, рынки сбыта российских энергетических ресурсов и возможности их расширения параллельно с внешнеэкономическим сотрудничеством и энергетической дипломатии.
Стоит отметить, что ввиду своей актуальности данная проблема широко освещается как в периодической печати так и в изобилии рассмотрена в интернет ресурсах. При подготовке работы были использованы такие авторитетные Интернет источники как http://www.marketsurveys.ru, http://www.csr.ru, http://modus.mobile.ru/, http://www.mediatext.ru/, http://www.polit.ru и журналы «МЭиМО», «Деловые люди», «Власть» и др.
1. Проблемы российского экспорта ТЭР 1.1.Экспортный потенциал ТЭК России. Состояние топливно-энергетического комплекса
Природа щедро наделила нашу страну энергетическим сырьем. Она располагает примерно четвертью всех энергоресурсов планеты: 45% мировых запасов газа, 13% нефти, 30% угля, 14% урана. Но это еще не все. Для российской территории характерна невысокая степень разведанности ресурсов, то есть изученности недр на базе новейших геологоразведочных технологий. Например, степень разведанности ресурсов нефти составляет 34%, газа — лишь 25%. Показатель разведанности нефтегазового сырья сильно изменяется по территории — от 58% на Урале до 3% в Восточной Сибири и 5% — на шельфах морей[1]
В России топливно-энергетического комплекса (ТЭК) приносит основную долю доходов экспорта, что обеспечивает и исполнение бюджета, и возможности инвестиций. Российская нефтегазовая отрасль дает около 70% доходов государства. По официальным расчетам, для обеспечения энергетической безопасности России годовой уровень добычи нефти должен составлять 300 млн. т.
Экспорт России за 1996 г. составил 87,1 млрд. долл., доля ТЭК составила 44,7%. Импорт составил 62,8 млрд. долл., доля ТЭК составила 2,4%. В 1999 г. экспорт России составил 74,7 млрд. долл., экспортировалось 46% добытой нефти, 48% произведенного дизельного топлива (годом ранее доля экспорта в объемах производства составляла 47 и 55% соответственно).
За 8 мес. 2000 года было экспортировано 47% добытой нефти и 36% природного газа, 50% произведенного дизельного топлива и 68% мазута. В январе-августе 1999 г. — 47, 35, 55 и 56% соответственно.
Рост доли экспорта мазута топочного снизил уровень обеспеченности электроэнергетики в самой России. Стимул экспорта — рост мировых цен на углеводороды.
Удельный вес основных видов топливно-энергетических ресурсов (нефти, нефтепродуктов, природного газа, каменного угля и электроэнергии) в общем объеме экспорта в августе 1999 г. составил 44,8% (в августе 1998 г. — 37,8%). В январе—августе 2000 г. в структуре топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) доля экспорта возросла до 53,6%. Нефтегазовый комплекс является одним из основных объектов интереса иностранных инвесторов.
В 1998 г. в России 55,3% энергетических нужд удовлетворялось за счет газа, 20,6% — за счет нефти, 17,3% — за счет угля, за счет ядерной энергии — 4,5%, гидроэнергии — 2,3%. В общемировом энергетическом балансе нефть занимает 40%, уголь — около 30%, газ — 23,8%. Мировая тенденция состоит в снижении доли угля за счет роста в основном доли газа.
Вместе с тем объем продукции ТЭК по основным компонентам (выработка электроэнергии, добыча нефти, природного газа, угля) за годы реформ, как показывают данные в табл. 1.1, непрерывно снижался до 1999 г.как в России, так и в других государствах СНГ.
В 1998 г. тепловые электростанции РАО "ЕЭС России" израсходовали 241,8 млн. т условного топлива, в том числе природного газа 131,4 млрд. м3, угля — 124,5 млн. т, нефтетоплива 15,3 млн. т. На производство электроэнергии в мире в среднем расходуется около 50% добываемого угля, в России на сегодня — только 12%. В топливном балансе России удельный расход газа составил 62%, угля — 29%, мазута — 9%.
В 1998 г. ТЭК в основном обеспечил внутренние и экспортные потребности России в топливе и энергии. В соответствии с рыночным спросом на ТЭР было добыто и произведено около 1351 млн. т условного топлива основных видов первичных ТЭР, что на 0,7% больше, чем в 1997 г., и выработано 826 млрд. кВтч электроэнергии, что на 0,9% ниже уровня 1997 г. Добыча газа возросла на 3,5% при снижении объемов добычи нефти на 0,8 и угля на 5,4%.
Данные добычи (производства) и потребления первичных ТЭР в России с 1990 г. представлены в табл. 1.2. Эти данные показывают основные направления изменения долей ТЭР в общем энергетическом балансе Российской Федерации. Можно ожидать изменения структуры добычи и потребления в предстоящие годы по мере внедрения новых технологий и освоения новых месторождений.
Динамика показывает устойчивую тенденцию к снижению доли нефти и угля на фоне значительного роста доли природного газа. При этом доля электроэнергии, получаемой на ГЭС и АЭС, после роста в первой половине 90-х годов, начала снижаться, но в настоящее время растет. Фактически происходит замещение нефти на природный газ, что является общей тенденцией в динамике энергетического баланса в мире.
По официальным расчетам, для обеспечения энергетической безопасности России годовой уровень добычи нефти должен составлять 300 млн. т. Добыча нефти в России упала с 570 млн. т в 1987 г. до 304,8 млн. т в 1999 г., но в 2000 году начала расти из-за высоких мировых цен на нефть.
Добыча нефти и газоконденсата в России в 2002 году увеличится до 357-365 млн т (7,2-7,3 млн баррелей в сутки) против 348 млн т (7,0 млн б/с) в текущем году, считают специалисты Международного центра нефтегазового бизнеса (МЦНБ). По их мнению, экспорт российской нефти за пределы бывшего СССР увеличится со 136 млн т (2,7 млн б/с) в 2001 году до 143-147 млн т (2.9 млн б/с) в 2002 году. Эти прогнозные показатели почти вдвое ниже соответствующих оценок Международного энергетического агентства (IEA) и ОПЕК.[2]
В 2000 году в России было добыто 323,3 млн. тонн нефти, что на 5,9% выше уровня 1999 года, когда объем добычи составил 305 млн. тонн.По расчетам отраслевых экспертов, в 2001 году нефтяники должны сохранить уровень добычи прошлого года или незначительно его превысить (на 0,5—1 %, до 325—327 млн. тонн). При этом «Положением об энергетической стратегии на период до 2020 года», разработанным Минэнерго и находящимся на рассмотрении правительства, предусмотрено, что в 2010 году объем добычи нефти в России составит 335 млн. тонн, а в 2020-м — 360 млн. тонн[3]
Состояние запасов углеводородного сырья в России, материально-технической базы организаций ТЭК, их работы в 1999 г. обеспечило добычу нефти с газовым конденсатом в 1999 г. 304,8 млн. т (100,5% уровня 1998 г.). Экспортные поставки нефти составили 134,5 млн. т (98,1%).
В 2000 г. темпы изменения объемов продукции ТЭК за январь—август (в среднегодовых ценах 1995 г.) составили по электроэнергетике в целом 102,0%; топливной промышленности 104,7% (в процентах к соответствующему периоду предыдущего года по отчетным данным). Темпы изменения в отраслях ТЭК составили: в нефтедобывающей — 105,0%, нефтеперерабатывающей — 103,9%, газовой и угольной — по 105,0%.
Среднесуточное производство первичных ТЭР (добыча природного топлива, выработка электроэнергии на ГЭС и АЭС) в пересчете на условный эквивалент в 1999 г. увеличилось по сравнению с соответствующим периодом 1998 г. на 1,5%.
Доля угля в общем объеме производства первичных ТЭР увеличилась с 11,5% в 1998 г. до 12,1% в 1999 г. при сокращении по газу соответственно с 49,5 до 49,0%, нефти — с 32,3 до 31,9%.
В электроэнергетике рост производства электроэнергии в основном обеспечивается за счет увеличения ее выработки на АЭС и ГЭС, доля которых в общей выработке электроэнергии возросла с 32,9% в 1998 г. до 35,2% в 1999 г.
В январе—июне 2000 г. выработка электроэнергии на АЭС составила 110% к соответствующему периоду предыдущего года, т.е. существенно возросла, а на ГЭС — 96%, т.е. снизилась.
В 2000 году в России было произведено 871,1 млрд. кВт-ч электроэнергии, что на 3,9% превышает показатели 1999 года (846,2 млрд. кВт-ч).
В общем объеме производства электроэнергии около 70% приходится на долю РАО «ЕЭС России». В 2000 году станции энергохолдинга, по предварительным оценкам, выработали 607,8 млрд. кВт-ч — на 3,6% больше, чем в 1999 году. Рост производства был достигнут за счет увеличения загрузки мощностей и введения в эксплуатацию новых электростанций. Около 1 5% производимой в стране электроэнергий вырабатывают АЭС. За счет сокращения сроков ремонта генерирующих мощностей и уменьшения количества несанкционированных остановок реакторов атомщики увеличили производство на 7,4% по сравнению с предыдущим годом — до 130 млрд. кВт-ч.
В текущем году атомщики рассчитывают удержать объемы производства на достигнутом уровне, а РАО «ЕЭС России» планирует увеличить выработку на 4% [4]
Согласно прогнозу Центра экономической конъюнктуры при Правительстве РФ, как в 2000 г. в целом, так и в 2001 г. выработка электроэнергии на АЭС также возрастет на 10%, на ГЭС в 2000 г. возрастет на 2%, а в 2001 г. — на 11%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях в 2000 г. возросла на 2%, а в 2001 г. — снизится на 1% и составит 99% уровня 2000 г.
Состояние нефтегазового комплексаНефтегазовый комплекс (НГК) — комплекс отраслей по добыче, транспортировке и переработке нефти и газа и распределению продуктов их переработки является основой энергоснабжения; обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных ТЭР и 4/5 их производства, является главным источником налоговых (около 40% доходов Федерального бюджета и около 20% консолидированного бюджета) и валютных (около 40%) поступлений государства. На долю НГК приходится 12% промышленного производства России и 3% занятых в нем работников.
Расчеты показывают, что:
· каждый рубль дополнительного производства продукции НГК увеличивает ВВП страны на 1,5—1,6 руб.;
· каждый рубль дополнительных капиталовложений в НГК обеспечивает 1—2 руб. или более (в зависимости от типа нефтегазовых проектов: освоение месторождений, строительство трубопроводов и пр.) прироста ВВП;
· косвенный эффект от развития НГК (через обеспечение платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей с последующими налоговыми, социальными эффектами) существенно (по ряду нефтегазовых проектов двукратно и более) превышает прямой эффект развития НГК (в виде добытой нефти и налогов с нее);
· реализация проектов НГК обеспечивает прирост, помимо создания новых рабочих мест, косвенной занятости (появление новых потребностей в промышленном и потребительском секторе многократно превышает прирост прямой занятости по проектам НГК);
· основной эффект от развития НГК государство получает не в "добывающих", а в "машиностроительных" регионах. Расчеты на конкретных проектах освоения месторождений на условиях СРП показали, что совокупный эффект от их реализации распределяется между федеральным бюджетом, бюджетом "добывающего" региона и бюджетами "машиностроительных" регионов в пропорции от 20:30:50 до 30:30:40 в случае проектов на суше и от 40:20:40 до 50:20:30 в случае проектов на шельфе.
История вопроса. Министр нефтяной промышленности СССР В. Шашин еще в середине 70-х годов указал на то, что чем больше добыча, тем шире нужно разворачивать разведку в новых регионах, готовить их к освоению в преддверии естественного спада добычи на разрабатываемых месторождениях, учитывая высокую инерционность отрасли. Период от открытия новых месторождений до ввода их в разработку составляет 10—15 лет. Спад добычи тем больше, чем выше добыча из месторождений-гигантов (Самотлор, Федоровское и др.). От предостережений министра тогда отмахнулись. Вскоре появился прогноз ЦРУ США: советская нефтяная отрасль находится на пике своих возможностей и в середине 80-х годов начнется необратимое снижение ее добычи.
В середине 80-х годов добыча в стране впервые сократилась; ценой усилий и финансовых затрат удалось на короткий срок предотвратить долговременный спад. Однако с конца 80-х годов снижение добычи приобрело необратимый характер и было усугублено структурными преобразованиями российской экономики в 90-е годы.
Пиковые значения в добыче жидких углеводородов в 569,5—568,4 млн. т были достигнуты в 1987—1988 гг. Затем они резко снизились до 306,5—317 млн. т в 1994—1995 гг. За 7 лет добыча нефти в России снизилась на 263 млн. т (на 46,2%), в том числе за счет Западной Сибири на 195 млн. т (падение добычи 47%). За тот же период не произошло существенных изменений во внутреннем потреблении нефти и конденсата (205,4—215,1 млн. т в 1986—1989 гг., 216—220 млн. т в 1990—1993 гг., несмотря на серьезный спад производства). В 1994—1995 гг. потребление нефти не превысило 181,5—190,5 млн. т. Результатом снижения добычи нефти явился спад ее экспорта в дальнее зарубежье, а также в страны СНГ и Балтии.
В 90-е годы роль НГК в экономике России заметно выросла. Это объясняется тем, что в силу высокой конкурентоспособности его продукции глубина падения объемов производства в НГК была меньше, чем в других отраслях и в экономике в целом.
Экономическими целями развития НГК с позиции государства являются обеспечение:
· внутреннего платежеспособного спроса страны нефтью, газом и продуктами их переработки,
· внешнего платежеспособного спроса нефтью, газом и продуктами их переработки (поставка валюты);
· стабильных поступлений налогов в бюджет;
· платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей: обрабатывающих, сферы услуг и т.п.[5]
Запасы углеводородовЗапасы нефти. Одна из важнейших проблем развития нефтяной промышленности России — резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном (сокращение объема), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношениях.
Около 76% разведанных запасов нефти России приходится на 12 уникальных и 156 крупных месторождений, которые являются основными объектами разработки. В Западно-Сибирской — основной добывающей провинции — разведанных запасов нефти сосредоточено 72,2%, в Урало-Поволжье — 15,2%, в Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции — 7,2%, на неосвоенных территориях Республики Саха, в Красноярском крае, Иркутской области и на шельфах Печерского и Охотского морей около 3,5%.
В России на начало 1996 г. было открыто 2325 месторождений, в том числе 1549 нефтяных, 394 нефтегазовых и нефтеконденсатных, 382 газовых и газоконденсатных. Разведанность начальных суммарных ресурсов нефти в России не превышает 34%, газового конденсата — 15,6%. Добыча нефти осуществляется на 1031 месторождении (72,1% разведанных запасов нефти), подготовлено к промышленному освоению 136 месторождений (11,1%), находятся в разведке 579 месторождений (15,8%), в консервации — 197 месторождений (1% разведанных запасов нефти).
Начиная с 1994 г. приросты запасов нефти не компенсируют текущую добычу. Уменьшаются размеры открываемых месторождений не только в освоенных регионах, но и на новых перспективных площадях. Основные приросты запасов получены за счет доразведки ранее открытых залежей, а также перевода запасов из предварительно оцененных в разведанные. Ускоренно растут объемы списания запасов как неподтвердившихся.
До настоящего времени недостаточно используется крупная сырьевая база газового конденсата, запасы которого составляют 1,88 млрд. т. Основные запасы конденсата (62%) разведаны в Западной Сибири и сконцентрированы в шести наиболее крупных месторождениях севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское и в ачимовских пластах Восточно-Уренгойского и Ново-Уренгойского месторождений).
Степень выработанности запасов велика не только в "старых" районах добычи нефти (Урало-Поволжье, Северный Кавказ, суша о-ва Сахалин), значительно выработаны крупнейшие месторождения в Западной Сибири: Самотлорское (65%), Федоровское (58%), Мамонтовское (72%); в республике Коми: Усинское (58%); в Урало-Поволжье: Ромашкинское (85%), Арландское (77%).
Ухудшилась резервная база нефтяной промышленности. В первую очередь используются наиболее крупные месторождения с опережающей отработкой высокодебитных залежей. В фонде подготовленных по России разрабатываемых месторождений средние запасы каждого из них составляют примерно 58%, а среди разведываемых — 44%. Крупные месторождения подготовлены и разведываются только в неосвоенных регионах Восточной Сибири, Республики Саха и шельфах морей.
Вплоть до 1992 г. отборы нефти восполнялись приростом запасов более чем в 2 раза. "Критическое" значение 200% принято в связи с тем, что значительная часть прироста запасов, составляющих сырьевую базу добычи в будущем, расположена в новых неосвоенных районах. За период 1986—1990 гг. прирост запасов нефти и конденсата составил 6,9 млрд. т. Было открыто 515 месторождений нефти и газа, в том числе 46 крупных и 113 средних по запасам. Средние запасы новых открытых месторождений составили по нефти 10,8 млн. т, по газу — 69,6 млрд. м3.
В следующем пятилетии 1991—1995 гг. прирост запасов нефти и конденсата не превысил 2,3 млрд. т (снижение в три раза). Открыто не более 215 месторождений, из них крупных — 7, средних по запасам — 28. Средние запасы новых месторождений составили по нефти 3,8 млн. т, по газу 11,5 млрд. м3. Происходит не всегда оправданное списание запасов нефти по ранее оцененным месторождениям, составляющее до 450—470 млн. т в год.
Запасы нефти были и остаются основным активом нефтяной компании. Этот актив можно использовать как в натуральной форме — добыть и реализовать, так и в форме ценных бумаг (например, фьючерс или опцион), которые можно продать на фондовом рынке. По этому показателю большинство зарубежных нефтяных компаний уступает российским компаниям. Даже если учитывать аудированные запасы российских компаний только по международным стандартам (life index), то обеспеченность их добычи запасами оказывается выше, чем у крупных международных компаний.
Существуют различия в понятии "запас" в зарубежной практике и в России. Известно несоответствие запасов Proved по классификации SPE запасам А + В + С1 по российской классификации. Это вызвано отчасти историей развития нефтяного бизнеса в России и за рубежом. Большинство зарубежных нефтяных компаний обладает меньшей ресурсной базой, чем российские. Это связано с тем, что до 90% этих запасов были разведаны или вовлечены в разработку в период существования СССР, когда вопросам экономичности извлечения уделялось меньше внимания. Бизнес российских компаний всегда был сосредоточен на стадии разведка—добыча. Следующие шаги технологического процесса (вертикальная интеграция, развитие переработки, маркетинг нефтепродуктов и продуктов нефтехимии) достаточно явно выражены только у компании Лукойл, которую по этим показателям можно сравнивать с крупнейшими зарубежными компаниями.
Международная классификация доказанных запасов (Proved Reserves) складывается из трех категорий, из них две — доказанные эксплуатируемые запасы (Proved Developed Producing) и доказанные разработанные неэксплуатируемые запасы (Proved Developed Nonproducing) — не требуют капвложений. Третья — доказанные неразработанные запасы (Proved Undeveloped) — не гарантирует прибыли инвесторам без новых капвложений. Эти показатели используются в международных методиках для оценки нефтяных компаний.
Доля неразработанных запасов у российских компаний (табл. 1.3) значительно выше, чем у их зарубежных аналогов, что соответствующим образом отражается на их стоимости. В результате при оценке акционерного капитала российских компаний стоимость барреля нефти в запасах оценивается в 0,2—0,5 долл., в то время как у зарубежных — в десятки раз выше. Специалисты считают, что зарубежные компании переоценены (что характерно в целом для развитых стран и составляет основную потенциальную угрозу фондового и финансового кризиса), а российские — значительно недооценены (это составляет основную проблему привлечения инвестиций через продажу пакетов акций нерезидентам).
У западных нефтяных компаний (Total, BP Amoko, Texaco, Chevron, Mobil) доля запасов Proved Undeveloped составляет в среднем около 25%.
Запасы природного газа. В настоящее время 80% газа добывается Газпромом на месторождениях с падающей добычей. Дефицит ресурсов газа к концу 1999 г. составлял 20 млрд. м3, а к 2001 г. вырастет до 45—50 млрд. м3, т.е. составит около 10% годовой добычи. Такая ситуация уже привела к снижению подачи газа электростанциям. В перспективе это грозит энергетическим кризисом и потребует пересмотра энергетической стратегии России.
Современная добыча газа в России базируется на трех месторождениях-гигантах, из которых Медвежье уже вошло в стадию падающей добычи, Уренгой близко к этому состоянию, а Ямбург пока работает на пике своих возможностей. Инвестиции в газовую отрасль на 80% направляются на возмещение выбытия мощностей, их ремонт и реконструкцию, чтобы обеспечить достигнутый уровень добычи и транспорта.
Для компенсации добычи на основных месторождениях и обеспечения прироста добычи под новые контракты в ближайшие годы необходима реализация альтернативных вариантов:
· выход на новые регионы с вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений Ямальской группы и Штокмановского — эффект экономии от масштаба будет снижен ввиду высоких стоимости освоения и транспортных расходов;
· более интенсивное использование ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих районах, где частично есть инфраструктура, но повышаются расходы, свойственные поздней стадии развития нефтегазоносной провинции (при освоении крупнейшего месторождения Заполярное в 1999—2001 гг. расходы на 1000 м3 составят около 900 руб., против 50—100 руб. в сопоставимых ценах на Уренгойском и Ямбургском месторождениях в 80-е годы).
Перспективные районы по углеводородным ресурсам. Континентальный шельф арктических морей России общей площадью 3,9 млн. км2 (по оценке специалистов на начало 1999 г.) содержит 100 млрд. т углеводородов (в нефтяном эквиваленте). Наиболее изученными являются недра шельфов Баренцова, Печерского и Карского морей, запасы которых, по предварительным прогнозам, составляют 54 млрд. т углеводородов. Здесь открыто 11 месторождений нефти и газа, пять из которых по запасам относятся к гигантским: Штокмановское и Ледовое — газоконденсатные, Ленинградское, Русановское — газовые, Приразломное — нефтяное. Таким образом, на российском шельфе Арктики открыты Баренцевоморская нефтегазоносная провинция и Карская нефтегазоносная область, являющаяся продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
В соответствии с оценками и учетом добычи и прироста запасов нефти и газа доля неразведанных ресурсов (категории С3 и D) нефти в России составляет 57,5%, а природного газа более 70% общего потенциала в недрах. Неразведанные ресурсы нефти превышают накопленную добычу, текущие (А-В-С1) и предварительно выявленные запасы промышленных категорий на известных месторождениях (С2) за 130 лет существования нефтяной промышленности.
Неразведанные ресурсы природного газа в 2,3 раза превышают добытые, текущие, разведанные и предварительно выявленные его запасы. Распределение неразведанных запасов углеводородов (нефти, газа и конденсата) по регионам России приведено в табл. 1.4.
Из других энергоносителей наиболее крупными являются запасы каменного угля. Неразведанные запасы угля уникальны (порядка 5 трлн. т). Все это, по мнению экспертов, свидетельствует о высокой надежности долговременного развития ТЭК России с учетом удовлетворения собственных потребностей и экспорта. Главная проблема состоит в привлечении инвестиций, внедрении современных технологий и организации работ на всех этапах геологоразведки, добычи и переработки нефти и газа.
Освоение существующих месторождений допускает значительное расширение за счет применения новых технологий извлечения, в том числе тяжелой нефти. Всего в России разведано 9 млрд. т трудноизвлекаемых запасов нефти. Ее распределение по регионам неравномерно. В Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (7,2% разведанных запасов) она составляет 50%. В основном "тяжелая" нефть сконцентрирована на обустроенных территориях Ярегского и Усинского (начало разработки в 1977 г.) месторождений.
Долгосрочная перспектива развития добычи нефти и газа — освоение прибрежных шельфов. В российских прибрежных водах разведано пригодных для добычи 150 млрд. т нефти и газа. Освоение этих районов позволило бы, по мнению аналитиков, параллельно решить задачу конверсии дальневосточных и северных судостроительных заводов. Основная часть запасов нефти и газа российского шельфа — порядка 80% начальных суммарных ресурсов — приходится на замерзающие акватории Баренцева, Печерского и Карского морей, которые характеризуются тяжелым ледовым режимом, суровыми природно-климатическими условиями и слаборазвитой береговой инфраструктурой.
Наиболее подготовленным к практическому освоению является шельф Печерского моря. В структуре капитальных затрат на обустройство пионерского месторождения стоимость морских ледостойких стационарных платформ составит около 45%, стоимость бурения скважин — 15—20%. При этом себестоимость добычи нефти на первоочередных объектах освоения Печерского моря будет снижаться с 20 до 14 долл./т. Цена нефти на промысле составит 80—90 долл./т.
Экономические показатели освоения Приразломного месторождения имеют невысокий уровень эффективности. Внутренняя норма рентабельности (IRR) проекта составляет около 16,2%, что допустимо для принятия проекта к внедрению. Для инвестора после раздела продукции (данный режим необходим при освоении арктического шельфа) и уплаты налогов (роялти и налога на прибыль) этот показатель составит около 13,2%. Общие затраты на освоение данного месторождения составят около 4 млрд. долл. Стоимость добытой нефти составит около 7 млрд. долл., доходная часть проекта — 2,5 млрд. долл., прямые платежи в бюджет России превысят 1 млрд. долл.
С каждым последующим проектом в данном регионе доходы государства будут увеличиваться. Косвенный эффект от проекта — до 70% подрядов на проведение НИР и прочих работ по подготовке месторождения, а также строительство судов, обслуживание промысла и транспортировка продукции будут предоставлены предприятиям России. Это может обеспечить до 2,5 млрд. долл. инвестиций в экономику России. Иностранные компании получат заказы на оборудование и оказание услуг на 1,2 млрд. долл.
Среднесрочная перспектива развития нефтегазовой отрасли связана с разработкой месторождений Восточной Сибири и Ямала. Только разведанные запасы Тимано-Печерского бассейна составляют 1,5 млрд. т. Инфраструктура, необходимая для добычи и транспортировки нефтегазового сырья, развита в данном районе слабо и требует больших инвестиций. Существующее налоговое законодательство делает такие вложения нерентабельными. Для привлечения инвесторов в 2000 г. планировалось установить государственные преференции для месторождений в Тимано-Печерском районе, затрагивающие отчисления на восстановление минерально-сырьевой базы (ВМСБ).
Сейчас нефтедобывающие компании отчисляют на ВМСБ в бюджеты всех уровней около 20 млрд. руб. в год по официально декларируемому ими уровню добычи нефти. Исходя из объемов реально продаваемой нефти от ВМСБ должно поступать около 80 млрд. руб., т. е. для проведения самостоятельных геолого-разведочных работ компаниям оставляют 41% их отчислений на ВМСБ (около 4,6 млрд. руб.). Власти регионов заинтересованы в том, чтобы прибыль от продажи нефти оставалась в регионе в виде инвестиций, поэтому не поощряют вложений в другие регионы.
Таблица 1.1. Добыча и производство основных видов продукции ТЭК в России[6]
| Год | Выработка электроэнергии, млрд. кВт/ч | Добыча нефти, млн. т | Добыча газа, млрд. куб. м | Добыча угля, млн. т |
| 1991 | 1068 | 462 | 643 | 353 |
| 1993 | 957 | 354 | 618 | 306 |
| 1995 | 860 | 307 | 595 | 263 |
| 1996 | 847 | 301 | 601 | 255 |
| 1997 | 843 | 305,5 | 571 | 244 |
| 1998 | 828 | 303,4 | 591 | 233 |
| 1999 | 845 | 304,8 | 598 | 244 |
| 2000 | ||||
| Январь - март | 252 | 77,8 | 159 | 71 |
| Январь - июнь | 445 | 157,0 | 297 | 132 |
| Январь - сентябрь | 628 | 239,3 | 428 | 187 |
Таблица1.2. Динамика производства и потребления первичных ТЭР в России, %[7]
| Первичные ТЭР | Добыча (производство) | Потребление | ||||||
| 1990 г. | 1995 г. | 1997 г. | 1998 г. | 1990 г. | 1995 г. | 1997 г. | 1998 г. | |
| Нефть | 39,9 | 31,2 | 32,1 | 31,6 | 29,3 | 22,9 | 22,8 | 22,5 |
| Газ | 39,8 | 48,7 | 48,2 | 49,6 | 41,3 | 47,6 | 48,6 | 49,2 |
| Уголь и проч. | 15,2 | 13,6 | 13,3 | 12,5 | 23,0 | 20,5 | 19,6 | 19,5 |
| Электроэнергия ГЭС и АЭС | 5,1 | 6,5 | 6,4 | 6,3 | 6,4 | 9,0 | 9,0 | 8,8 |
Таблица 1.3. Соотношение подкатегорных запасов для российских нефтяных компаний[8]
| Система оценки | Сибнефть | ЛУКОЙЛ |
| Proved Undeveloped | 33% | 42% |
| Proved Developed Producing | 34% | 42% |
| Proved Developed Nonproducing | 33% | 16% |
Таблица 1.4. Распределение неразведанных запасов углеводородов по регионам[9]
| Регионы | Нефть | Газ | Конденсат |
| Cеверные районы | 3,9 | 0,8 | 0,8 |
| Волго-Уральский | 7,9 | 4,5 | 12,6 |
| Северо-Кавказский | 0,9 | 0,6 | 0,4 |
| Западно-Сибирский | 45,3 | 27,1 | 35,3 |
| Восточно-Сибирский | 16,6 | 18,3 | 19,1 |
| Дальневосточный | 4,5 | 6,2 | 4,2 |
| Шельфы морей | 20,9 | 42,5 | 27,6 |
| из них: Баренцева | 5,0 | 16,0 | 4,6 |
| Карского | 5,5 | 21,1 | 15,0 |
| Охотского | 2,9 | 3,2 | 1,5 |
1.2.Роль экспорта ТЭР в экономическом развитии России на современном этапе
Россия — крупнейший поставщик энергетического сырья на мировой рынок. В настоящее время экспортируется 45,1% добываемой нефти, 34,3% газа, 9,5% угля, 9,8% автомобильного бензина, 52,2% дизельного топлива, 31,1% топочного мазута и около 0,7% производимой электроэнергии. ТЭК — это “валютный цех” страны, он обеспечивает почти половину всего российского экспорта. Начиная с 70-х годов валютная выручка за экспорт топливно-энергетических ресурсов стала своеобразной палочкой-выручалочкой, позволяющей смягчать последствия сбоев в отечественной экономике, латать социальные “дыры”.[10]
Исходя из того что экспорт ТЭР- это «валютный цех» страны, считаю целесообразным наглядно продемонстрировать влияние этих валютных поступлений на формирование бюджета страны и зависимость бюджетосостовляющих элементов от цен на нефть. Динамика российской экономики в 2000-2001 годах действительно довольно сильно зависела от цен на нефть (табл. 1.5.). Высокие мировые цены, а также значительный прирост физического объема экспорта в 2000 и 2001 годах привели к увеличению валютной выручки от продажи нефти на $60 млрд. 30% этой суммы было использовано для увеличения импорта. Остальные средства пошли в накопление: около $24 млрд. осело в резервах ЦБ, $ 10 млрд. осталось в корпоративном секторе и еще $8 млрд. попало в государственные резервы. Именно эти 70%, или свыше $40 млрд., различным образом впитавшиеся в экономику страны с уже почти рыночной инфраструктурой, сделали ее другой.
Таблица 1.5. Гибкость бюджета[11]
| Цена Urals $/барр. | >23,5 | >18 | >14 | <14 | ||
| Резерв заложенный в бюджет 2002 года, $ 3,5 млрд. (профицит) | Будет сформирован | Не будет сформирован | Не будет сформирован | Не будет сформирован | ||
| Незащищенные расходы, $2 млрд. | Будут осуществлены | Будут осуществлены | Не будут осуществлены | Не будут осуществлены | ||
| Общий профицит бюджета 2001 года, $4,5 млрд. | Не будет израсходован | Будет израсходован | Будет израсходован | Будет израсходован | ||
| Выпуск еврооблигаций на сумму $2 млрд. | Нет необходимости | Нет необходимости | Необходим | Необходим | ||
| Продажа активов, $1,5 млрд. | Нет необходимости | Нет необходимости | Необходима | Необходима | ||
| Списание или реструктуризация необходимости долга Парижскому клубу или иное исключительное финансирование | Нет необходимости | Нет необходимости | Нет необходимости | Нет необходимости | ||
| Резервы ЦБ | Рост на сумму $5 млрд. | Стабильны | Снижение на $2 млрд. | Снижение более чем на $4 млрд. | ||
| Обменный курс руб./$ | Реальное укрепление на 5-10 | Реальное укрепление на 2-5% | Рост обменного курса в соответствии с темпом инфляции | Рост обменного курса в соответствии с темпом инфляции |
| |
Закон о Государственном бюджете России на текущий год рассчитывался, опираясь на среднегодовую цену нефти Urals на уровне $23,5/барр. Однако в него встроен целый ряд механизмов, позволяющих бюджету приспосабливаться к изменению нефтяных цен в довольно широком диапазоне. Все, как это часто бывает а последнее время в России, будет зависеть от наличия политической воли пожертвовать некоторыми важными статьями бюджета.
При среднегодовой цене нефти на уровне $18/барр. бюджет будет сведен без профицита и запланированные резервы в размере $3,5 млрд., переходящие на будущий финансовый год, сформированы не будут. Более того, $2,5 млрд. резервов, доставшихся в наследство от 2001 года, придется потратить на финансирование расходных статей. И, наконец, правительству потребуется разместить еврооблигации на запланированную сумму в $2 млрд. Этот сценарий совсем не выглядит катастрофичным для бюджета.
При средней цене нефти выше $14/барр. потребуется уже реальное сокращение расходов. В дополнение к уже перечисленным источникам финансирования придется воспользоваться возможностью сокращения незащищенных расходных статей бюджета на сумму $2 млрд. и выставить на продажу государственную собственность на сумму $ 1,5 млрд. Сокращение расходов может отразиться на политической поддержке нынешнего руководства страны.
Только при цене Urals ниже $14/барр. придется задействовать не только все источники финансирования и пойти на все возможные сокращения расходов, но вновь вернуться к теме списания или реструктуризации долга Парижскому клубу. Иначе стабильность экономики окажется под угрозой. Чтобы успешно договориться с кредиторами, России необходимо сохранить хорошие отношения с крупнейшими странами-членами клуба, особенно с Германией.
Если России удастся успешно исполнить бюджет при всех описанных уровнях цены на нефть, то макроэкономические показатели страны останутся вполне приемлемыми. При средней цене нефти выше $23,5/барр. мы увидим возобновление роста резервов ЦБ и дальнейшее укрепление реального обменного курса рубля (превышение внутренней рублевой инфляции над темпами девальвации национальной валюты). Если же нефть подешевеет до уровня ниже $14/барр. (и если Россия добьется облегчения долгового бремени), то золотовалютные резервы несколько сократятся, а рубль будет девальвироваться вместе с инфляцией.
Важной является и роль ТЭК в формирование операций по экспорту, соответственно, затем формирующего текущий счет платежного баланса страны. И с этой точки зрения прогноз мировых цен на нефть в краткосрочном и долгосрочном аспекте, формирование текущего счета платежного баланса, то есть формирование позиций по экспорту и импорту нашей страны, и роль ТЭК, конечно, очень существенны. Прогнозы могут быть разные, но с немалой степенью неопределенности.
Нефтедобывающая промышленность является для наших кредиторов, да и не только для них, одним из наиболее привлекательных объектов размещения средств. По состоянию на 1 сентября 2000 года предприятия отрасли привлекли около 20 процентов всей величины банковских ссуд и займов нашей промышленности и по удельному весу фактически были первыми. Ну может быть, такой же удельный вес есть только у машиностроительных предприятий, приблизительно такой же. Но несмотря на то что привлекаются такие кредиты в нефтегазовом комплексе накопился ряд серьезных проблем, которые требуют существенных ресурсов, для того чтобы эта отрасль была эффективной на протяжении многих следующих лет.
Топливно-энергетическая отрасль является очень важной в российской экономике, и в последние годы благодаря именно этой отрасли, а во многом и благоприятной конъюнктуре цен на мировых рынках, в России наметилось существенное улучшение общей макроэкономической ситуации. Необходимо заметить, что период, который мы прожили после кризиса 1998 года, был трудным и стабильность, которая появилась в этом году, есть результат действий и правительства, и Центрального банка, когда проводилась достаточно взвешенная политика в области бюджетных расходов, налогов, денежно-кредитная, валютная политика, и все это дало результат, который мы сейчас наблюдаем. А наблюдаем мы в общем-то очень неплохие показатели, свидетельствуют о достаточно определенных, высоких показателях российской экономики за последние более чем 20 лет[12].
Говоря о существенной роли этого комплекса в формировании многих макроэкономических показателей, хотелось бы подчеркнуть, что не только эти структурные меры в последнее время составляют положительные сдвиги. К таковым надо отнести и увеличение расчетов деньгами в ряде секторов этого комплекса (а не путем заключния бартерных договоров и использования неденежных форм расчета). Это, бесспорно, способствовало некоторому улучшению состояния отрасли. И все-таки эти структурные меры (имеются в виду структурные с полным набором налоговых, инвестиционных моментов) должны быть дополнены. Эта отрасль должна с точки зрения и производительности труда, и научно-технического потенциала выйти на хороший мировой уровень. Ибо она составляет на сегодняшний день в нашей стране значительную долю в формировании очень многих показателей.
В целом, хотелось бы отметить, что роль топливно-энергетического сектора для нашей экономики, и не только экономики, а для всех наших людей, огромна. Через макроэкономические показатели видно, насколько существенна эта роль во всей экономике страны. Думаю, что функционирование отрасли на современных структурных началах, финансовых началах и формирование максимально эффективной научно-технической политики имеет очень важное значение для всей страны и в конечном счете для всего человеческого общества. Через инфляцию, через цены, которые формируют издержки во многих отраслях в последующем, мы во многом зависим от этого комплекса. Поэтому так важно, чтобы это понимание было у всех и чтобы все приложили достаточно усилий для того, чтобы в ближайшие годы мы обеспечили не только долгосрочный экономический рост в стране, но и снижение при этом инфляции. Это очень сложная, но выполнимая задача. При условии её выполнения повысятся реальные доходы населения.
Но к сожалению, в силу конкурентных факторов Россия на сегодняшний день не способна существенно увеличить долю готовых изделий и, прежде всего машинотехнических, в своем экспорте. Несмотря на разговоры о распродаже невосполнимых природных ресурсов России, экспорт жидких углеводородов останется в ближайшем будущем основным источником внешнеторговых валютных поступлений, и следовательно, основным источником финансирования импорта. Без валютных поступлений от экспорта в России будет затруднено ускорение технического прогресса и проведение структурных преобразований, что предполагает импорт различных машин, оборудования, комплектующих узлов и агрегатов. Импорт необходим не только для наполнения потребительского сектора экономики страны, но и для обеспечения развития промышленной и сельскохозяйственной базы за счет ввоза современных высокотехнологичных и эффективных инвестиционных товаров. Но чтобы обеспечить этот импорт, необходимо в значительных масштабах осуществлять экспорт продукции. В то же время отечественная обрабатывающая промышленность не готова взять на себя те объемы производства экспортной продукции, которые дают сырьевые отрасли экономики.
На данном этапе экономического развития нашей страны вопрос заключается не в том: вывозить или не вывозить топливно – энергетические ресурсы, а в обеспечении максимально возможной эффективности экспорта жидких углеводородов, угля и электроэнергии.
После акционирования предприятий ТЭК обеспечение максимально возможной эффективности реализации жидких углеводородов становится не только общегосударственной задачей, но и проблемой, которую, ради обеспечения собственных интересов, должна решать каждая из новых компаний нефтяной промышленности России.
Традиционно в СССР и в России проблемы торговли нефтью и газом были не только и не столько экономическими, сколько политическими. Стратегия развития отрасли и экспортной политики определяется исходя из интересов сиюминутной внешней и внутренней политики страны и правящих групп. В настоящее время в стране отсутствует долгосрочная стратегия использования топливно-энергетических ресурсов. Правительство России не осознало необходимость проведения целенаправленной политики защиты интересов своих нефтегазовых компаний за рубежом. Руководители исполнительной власти еще не привыкли рассматривать топливно-энергетический комплекс как средоточие рабочих мест, как один из немногих конкурентоспособных сегментов отечественной экономики.
Топливные богатства российских недр — мощный рычаг, который можно и нужно использовать, но не для “латания дыр”, а для подъема экономики, коренного обновления технической базы, импорта новейших технологий, в том числе ресурсосберегающих и природоохранных, отвечающих вызовам современности.
1.3. Государственное регулирование экспорта нефти и газа
Государственное регулирование экспорта нефти и газа осуществляется в соответствии с постановлением правительства РСФСР от 15 ноября 1991 года №7 «О регулировании поставок нефти и продуктов ее переработки за пределы РСФСР» (действующая редакция от 15.09.97) и указом президента Российской Федерации «Об упорядочении экспорта природного газа» (в ред. Указа Президента РФ от 16.05.97 N 491).
В целях усиления контроля за вывозом энергоресурсов Государственный таможенный комитет Российской Федерации приказом от 10 ноября 1994 года №576 утвердил «Положение об энергетической таможне». Энергетическая таможня осуществляет контроль за таможенным оформлением товаров в соответствии с Приказом от 30 ноября 1995 года «О таможенном оформлении товаров, перемещаемых трубопроводным транспортом». На энергетическую таможню возложены обязательства по декларированию товаров и валютному контролю. Задача валютного контроля за экспорт нефти и газового конденсата является одной из наиболее важных, т.к. 50% валютной выручки экспортеры обязаны продать государству по курсу ЦБРФ на момент поступления средств на счет экспортера.
Важной формой регулирования экспорта нефти и газа за пределы Российской Федерации является и ставка акциза. В соответствии с Федеральным законом «Об акцизах» ставка акциза для всех предприятий была единой. Для более эффективного регулирования экспорта Правительство РФ 15 января 1997 года приняло постановление «Об установлении дифференцированных ставок акциза на нефть, добываемую на территории Российской Федерации». В соответствии с данным постановлением при экспорте по решениям Правительства Российской Федерации нефти и газового конденсата организациями, закупающими нефть и газовый конденсат у нефтедобывающих предприятий по внутренним ценам российского рынка, взимание акциза таможенными органами производится по установленной для соответствующего нефтедобывающего предприятия ставке акциза.
Некоторые нефтяные компании России после введения с 1 июля 1998 года новых правил по доступу к экспортной трубе, предусмотренных Постановлением Правительства РФ от 15 июня N599, могут прекратить свое существование, заявил вице-президент группы РОСПРОМ-ЮКОС Александр Самусев. В случае отлучения от трубы нефтедобывающих организаций, имеющих недоимку по налоговым платежам в федеральный бюджет, для них практически не останется возможности решать свои проблемы, в частности выплату зарплаты, так как никаких заемных средств им в этой ситуации никто не предоставит.
Сегодня в распоряжении госструктур остаются самые разные рычаги воздействия на нефтегазовые корпорации. Первый из них – это собственно экономическая политика в применении к отрасли. Она включает в себя установление налогов, пошлин и тарифов, предоставление льгот и квот, выдачу лицензий на разработку месторождений, утверждение соглашений о разделе продукции, назначение руководителей госкомпаний. На политическом уровне делается выбор в пользу приоритетного развития тех или иных регионов (где зачастую присутствуют интересы нефтегазового сектора), усиления или ослабления фискального давления на ТЭК, защиты (или, наоборот, отказа от защиты) прав инвесторов на конкретных предприятиях, предоставления административных ресурсов Центра кандидатам на местных выборах. Особую роль здесь играет ход переговоров с международными финансовыми организациями, которые зачастую предлагают собственные рецепты поведения в отношении нефтегазового сектора.
Второй рычаг влияния государства на ситуацию в нефтегазовом секторе – это его политика в отношениях с “олигархическими” группами, владеющими значительной частью российской “нефтянки”. Действительно, нынешняя исполнительная власть не столь остро зависит от влиятельных “олигархических” структур: для ее легитимации и укрепления пока достаточно поддержки со стороны населения и широкого использования административных ресурсов. В то же время, если исключить некоторые малореалистичные заявления вроде обещания “покончить с лоббизмом”, то формирующаяся новая власть пока не торопится “выяснять отношения” с крупными промышленниками, лишь присматриваясь к ним. Поведение правительства Владимира Путина в различных “нефтяных войнах” (как, впрочем, и в скандалах в цветной и черной металлургии) остается осторожным.
По многим признакам, в руководстве исполнительной власти пока нет четкого видения будущей системы взаимоотношений с “олигархами”. Полностью отказаться от услуг крупного бизнеса будущему руководству страны вряд ли удастся: с ними, как минимум, придется консультироваться по важнейшим экономическим вопросам, а как максимум, активно использовать их ресурсы для пополнения бюджета, снижения социальной напряженности, реализации различных политических проектов, обеспечения влияния Центра на события в регионах. Впрочем, для крупных предприятий нефтегазового комплекса проблема лоббирования своих интересов в государственных органах стоит не так остро, как раньше. Это вызвано стремительным ростом поступлений от налоговых операций: если в менее стабильной ситуации идет борьба за уменьшающийся “кусок пирога”, то сейчас “нефтедолларов” хватает почти всем. Более актуальной задачей для НК является пресечение посягательств государства на свою прибыль. Впрочем, в ряде случаев предприятия отрасли все же проявляют интерес к различным проектам с государственным участием. Это относится, например, к распределению средств на строительство трубопроводов.
В настоящее время Министерство топлива и энергетики формально остается головным органом государственного регулирования топливно-энергетического комплекса. Однако на протяжении 1990-х гг. его реальная роль в формулировании и осуществлении государственной экономической политики неуклонно снижалась. Все это время Минтопэнерго оставалось ареной борьбы конкурирующих номенклатурно-политических групп и элитных кланов, намеренных использовать полномочия и остаточный властный потенциал этого ведомства в целях усиления собственных конкурентных позиций на политическом и экономическом полях. В зависимости от победы того или иного клана менялись содержание и формы политики, проводимой министерством, а само оно постепенно превращалось из органа государственного управления в орган лоббирования интересов своих клановых хозяев.
Но тем не менее, Министерство сохраняет статус головного разработчика или согласователя ряда правительственных документов, регулирующих ситуацию в ТЭКе.
27 февраля 1998 года Министерство топлива и энергетики Российской Федерации приняло приказ «О совершенствовании организации поставок нефти на экспорт». В целях повышения эффективности экспорта российской нефти, совершенствования организации государственного контроля при планировании экспорта и повышения ответственности работников центрального аппарата Министерства и нефтедобывающих организаций и предприятий топливно - энергетического комплекса с 1 марта 1998 г. вводится новый порядок разработки, движения и утверждения документов, касающихся поставок нефтяного сырья за пределы таможенной территории Российской Федерации, утвержденный Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 27 февраля 1998 г. В соответствии с данным приказом начата работа по совершенствованию координации поставок нефти по экспортным направлениям и подготовка предложения по организации работы координаторов экспортных направлений с учетом изменения транспортных схем экспорта, структуры нефтяных компаний ТЭК и условий рынка сбыта российской нефти.
Так, распоряжением правительства РФ от 16 марта 2000 года. предусматривается, что Минтопэнерго и ФЭК России с участием РАО "ЕЭС России" и ОАО "Газпром" в первом полугодии 2000 г должны разработать и представить на рассмотрение правительства План мероприятий по опережающему вовлечению угля для нужд электростанций в топливно-энергетическом балансе страны. Во 2-м квартале 2000 г Минтопэнерго необходимо подготовить и представить Предложения о поддержке развития нефтегазовых угольных компаний, не входящих в основные компании при разработке месторождений углеводородного сырья и угольных месторождений. Тогда же в правительство должны быть представлены Предложения Минэкономики, Минтопэнерго, Минфина и ряда других заинтересованных ведомств предложения о мерах государственной поддержки при разработке новых угольных, нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, а также применению технологий, повышающих извлечение нефти и газового конденсата из недр.
В контексте топливного обеспечения северных регионов России роль Минтопэнерго проявляется в разработке совместно с Госкомсевером Программы использования альтернативных источников энергии.
Также, по предложению Минтопэнерго правительство РФ в конце 1999 г. поручило министерству подготовить перспективный баланс топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) по стране в целом. Баланс должен стать инструментом решения сразу нескольких проблем: определить оптимальное соотношение между экспортными и внутрироссийскими продажами углеводородного сырья; между добычей и переработкой нефти и газа, с целью оптимальной загрузки отечественных перерабатывающих мощностей и обеспечения потребностей внутреннего рынка; через ценовые механизмы сбалансировать производство и потребление разных видов топливно-энергетических ресурсов, с тем чтобы высвободить большие объемы газа для поставок на экспорт, заменив их в части внутрироссийского потребления углем.
На базе общероссийского баланса ТЭР Минтопэнерго с конца 1999 г. начало формировать балансовые задания компаниям на производство определенных объемов продукции. Так, добыча нефти в России во 2-м квартале 2000 г., согласно балансу, составила 76,8 млн. тонн, объем переработки - составит 47 млн. тонн, объем экспорта – до 29 млн. тонн. В частности, в марте 2000 экспорт мазута был ограничен 10% от общего объема производства этого вида топлива - остальные 90% были направлены на внутренний рынок. В целом же в 2000 г. объем нефтепереработки возрастет с 164 до 182 млн. т в год, а экспорт нефти сократился на 12 млн. т по сравнению с 1999 г.
По оценке первого замминистра топлива и энергетики Александра Кочнева, балансовые задания позволили обеспечить накопления бензина и дизтоплива в 1-м квартале с.г. на 50-60% больше, чем за аналогичный период 1999 года. Сегодня на согласовании в МАПе и Минюсте находится проект постановления правительства о продлении балансовых заданий компаниям по поставке нефтепродуктов и этот проект получил поддержку вице-премьера Виктора Христенко.
Далеко идущая цель, которую Минтопэнерго связывает с балансовыми заданиями, состоит в формировании Энергетического союза России, Казахстана, Туркмении и Белоруссии. Инструментом его создания рассматривается разработка и принятие консолидированного четырехстороннего баланса ТЭР. По итогам визита Калюжного в Казахстан в феврале 2000 г. уже принято решение о начала работы двухсторонней группы по формированию российско-казахстанского баланса ТЭР. В рамках договоренностей предполагалось, что снижение экспорта российской нефти в 2000 г. на 12 млн. т будет скомпенсировано иностранным потребителям за счет экспорта по российским магистралям казахстанской нефти.
Совместно с Минэкономики и Федеральной энергетической комиссией Минтопэнерго работает над составлением поэтапной Программы формирования оптимального соотношения цен на различные виды энергоносителей (уголь, газ и мазут). Идея, положенная в основу проекта программы - повышение тарифов на природный газ до уровня, в два раза превышающего цены на уголь. Это соотношение, отражающее мировую тенденцию, должно привести к росту потребления угля электростанциями (в 1991 г. газ обеспечивал 40% потребностей электростанций в топливе, в 1998 г. – уже 60%). Дискуссионными остаются сроки и темпы такого повышения: если угольщики и газовики выступают за ускоренное повышение цен, то ФЭК и, отчасти, Минтопэнерго заинтересованы в их более плавном и постепенном подъеме.
Непременно в задачи государственного регулирования входит координация внешнеэкономической деятельности нефтегазовых компаний. В феврале 2000года первый замминистра топлива и энергетики Гурами Авалишвили направил письмо руководителям крупных нефтяных компаний и РАО “ЕЭС России”, в котором выразил озабоченность министерства тем, что “руководителями компаний ведутся переговоры напрямую с правительствами СНГ по различным вопросам”. Министерство предложило привлекать к такого рода переговорам своих специалистов и предупредило, что “долгосрочные соглашения или контракты на поставку энергоресурсов без экспертного согласования с министерством будут рассматриваться как действия, могущие нарушить энергетическую безопасность России” и даже “как действия, могущие нанести экономический ущерб стране”.
В качестве примеров деятельности частных нефтяных компаний и энергетиков приведено заключение крупных контрактов на поставку нефти в Литву и Монголию компаниями “ЛУКойл” и “ЮКОС”. Кроме того, министерство высказалось против “передачи собственности РАО “ЕЭС России” иностранной фирме в республике Казахстан”, а также самостоятельных переговоров энергетиков с Грузией о реструктуризации задолженности без предварительного рассмотрения проекта в министерстве и правительстве. Претензии Минтопэнерго относятся прежде всего к конкретным компаниям, упомянутым в письме. Так, существуют серьезные разногласия между министерством и НК ЮКОС по вопросу о строительстве нефтепровода и экспорта нефти в Китай. В министерстве считают, что вместо строительства экспортной трубы ЮКОС должен уделять больше внимания снабжению нефтью российские НПЗ на Дальнем Востоке. Минтопэнерго выступает также против монополизации ЮКОСом поставок российской нефти в КНР, предлагая привлечь к ним и другие компании.
Кроме того, Минтопэнерго принципиально настаивает на информировании госорганов о всех значимых внешнеэкономических договоренностях и контрактах, заключаемых российскими нефтегазовыми компаниями. Ибо, как объяснил Виктор Калюжный на пресс-конференции 24 февраля 2000 года, “мы столкнулись с таким фактом, что "Газпром", например, заключает контракты на 20 и 30 лет. Это нормальное в принципе явление для того, чтобы спланировать работу на перспективу. Но вместе с тем мы должны себе задать вопрос: а насколько это увязано на сегодняшний день с развитием народно-хозяйственного плана внутри России? Возникла проблема - начали падать объемы добычи газа, и тогда встал вопрос: за счет чего падение идет - пропорционально контрактным обязательствам, либо по внутреннему рынку? Выясняем, что это за счет внутреннего рынка. Я думаю, что это несправедливо”.[13]
Понимания со стороны компаний по вопросу координации внешнеэкономической деятельности Минтопэнерго пока удалось достичь лишь частично. Так, в РАО “ЕЭС” продолжали настаивать на своем праве вести переговоры и достигать договоренности без учета мнения Минтопэнерго, согласуя вопросы через голову Калюжного, напрямую –премьером Михаилом Касьяновым и президентом Владимиром Путиным (пользуясь высоким авторитетом и влиянием на них Анатолия Чубайса). С другой стороны, в течение марта 2000 года Минтопу удалось согласовать позиции с ЮКОСом на китайском направлении, в результате чего очередной раунд российско-китайских переговоров в Пекине прошел успешно.
Одной из важнейших задач на данном этапе является регулирование условий доступа нефтегазовых компаний к магистральным трубопроводам АК “Транснефть” и РАО “Газпром”. Распоряжением правительства РФ от 16 марта 2000 года предусматривается, что Минтопэнерго совместно с Минэкономики и "Газпромом" должны подготовить и во 2-м квартале 2000 г. представить на рассмотрение правительства Предложения, обеспечивающие равный доступ производителей газа к газотранспортным системам. В эти же сроки при участии Минтопа и Минэкономики Федеральная энергетическая комиссия должна разработать и утвердить Методологию расчета тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, предусмотрев их введение в действие с 1 января 2001 г.
Позиция Минтопа по вопросам обеспечения равного доступа к газопроводам выражает корпоративную точку зрения нефтяников и, в этом качестве, резко контрастирует с позицией самого “Газпрома”. Министерство предлагает реализовать в газотранспортной сфере схему, аналогичную схеме работы АК “Транснефть”. По оценке Виктора Калюжного, “есть проблемы понимания этого вопроса со стороны “Газпрома”, но работа в этом направлении нами ведется. Мы пытаемся доказать руководству, что это необходимо. Я все-таки считаю, что понимание есть, потому что система подготовки для попутного газа в системе “СИБУР” (а это монопольное хозяйство газобензиновых заводов) находится на сегодняшний день в структуре “Газпрома”, а следовательно, есть определенные монополистические взгляды и позиции. Но я думаю, что жизнь все равно заставит эту проблему решить в рамках равнодоступности, будет ли это разделением или нет”.
По моему мнению, целесообразно несколько конкретизироваться и рассмотреть более подробно механизм регулирования экспорта ТЭР на примере нефти.
На сегодня рыночная экономика предлагает нам две альтернативы регулирования экспорта – квоты и налоги (акцизы).
Рассмотрим каждую из альтернатив детально и оценим выгоды от каждой и на основе анализа примем решение.
Начнем с квотного регулирования. Что такое квота? Это показатель, определяющий, сколько нефти будет продано за текущий временной отрезок, и сколько достанется каждой компании.
Минэнерго лишилось одного из главных своих полномочий - распределять квоты на экспорт нефти. Эту ответственную задачу передали новой комиссии вице-премьера Виктора Христенко. Она же будет следить за работой нефтяных компаний на внутреннем рынке. А Минэнерго остается сбор информации и подготовка аналитических материалов. Межведомственная комиссия по доступу к экспортным нефтепроводам, определяющая объемы экспорта нефти для компаний, была создана при Минтопэнерго еще в 1995 г. Монополии Минэнерго на регулирование экспорта нефти приходит конец. По итогам совещания у вице-премьера Виктора Христенко аппарату правительства было дано поручение подготовить постановление, фактически означающее ликвидацию МВК. Об этом пишут "Ведомости". Согласно проекту постановления все функции комиссии, включая назначение координаторов по экспортным направлениям и право ограничивать экспорт, перейдут к новой структуре - комиссии по проведению единой политики на рынках газа, нефти и нефтепродуктов. Как предполагается, возглавит ее вице-премьер Виктор Христенко. Если это произойдет, фактически Минэнерго будет устранено от какого бы то ни было влияния на ситуацию с экспортом нефти. Как пояснил "Ведомостям" источник в аппарате Христенко, это ведомство будет лишь готовить документы, на основе которых новая комиссия будет принимать решения, поскольку только Минэнерго имеет для этого кадровый потенциал. Министерство будет по-прежнему составлять балансы по поставкам нефти, нефтепродуктов и газа на внутренний рынок, но контролировать их исполнение будет уже комиссия Христенко. Постановление о создании новой комиссии противоречит выпущенным ранее правительственным документам. Поэтому, чтобы не возникало юридических коллизий, предполагается признать утратившими силу ряд постановлений правительства, в частности: о вывозе нефти и нефтепродуктов за пределы таможенной территории; о межведомственной комиссии по вопросам регулирования экспорта нефти по магистральным нефтепроводам; о составе межведомственной комиссии по рассмотрению вопросов, связанных с доступом независимых организаций к газотранспортной системе "Газпрома" и несколько других постановлений.
Чем же хороши квоты, если их до сих пор не отменили, и в чем проблема, если управление ими переходит из рук в руки. Квоты хороши тем, что, являясь нерыночным инструментом регулирования, они позволяют государству более четко и оперативно реагировать на изменения конъюнктуры рынка, хотя любая реакция по своей природе запаздывает. Еще один плюс такого решения в том, что квоты позволяют координировать российский экспорт с экспортными квотами ОПЕК, что позволяет, в свою, очередь, избегать резких падений цен.
Отрицательный аспект квот состоит в том, что любое решение принимаемое органом государственной власти становится объектом постоянного лоббирования. Рынок нефти – один из наиболее капитализированных рынков. Соответственно, интересы компаний постоянно лоббируются в соответствующих государственных структурах. Раньше это было Министерство Топлива и Энергетики, сегодня создана комиссия под руководством Христенко. Это было сделано для снижения давления лобби. Далеко не всем под силу лоббировать решения вице-премьера, тогда как с чиновниками министерства все обстояло гораздо проще.
Вторая альтернатива – налоговое регулирование. Здесь гораздо меньше возможностей для нечистых на руку чиновников. Да и с точки зрения соответствия ценностям и стандартам рыночной экономики налоговое регулирование предпочтительнее. Сразу хочу пояснить, что налоги существуют всегда, просто они могут выступать не только как механизм пополнения бюджета, эту роль они играют и при квотном регулировании, но налоговое регулирование может осуществляться путем прогрессивного налогообложения, когда ставка зависит от объема экспорта, путем акцизов и т.д.
Правительство приняло решение об увеличении с 1 августа 2000 года экспортной пошлины на нефть марки Urals с 20 до 27 евро/т. Одновременно было заявлено, что в случае, если цена нефти Urals на мировых рынках превысит уровень 29 долл./барр., возможно увеличение экспортной пошлины до 34 долл./т.
C одной стороны, эти решения отражают стремление правительства адаптировать экспортные пошлины к тенденциям мировых цен на нефть. За последние три года эти цены то падали, как в 1998 году, то поднимались, как во второй половине 1999 года и в первой половине 2000 года, то оставались относительно стабильными, как во второй половине 1997 года. Поскольку цены на нефть в 1999 году поднимались, увеличивались (см. таблицу 1.6) и ставки экспортных пошлин.
Таблица 1.6. Ставки экспортных пошлин на нефть[14]
| Время введения ставки | 22.05.99 | 23.09.99 | 08.12.99 | 01.04.00 | 01.08.00 |
| Ставка пошлины, евро/т | 5 | 7.5 | 15 | 20 | 27 |
С другой стороны, вводимая с 1 августа 2000 года ставка экспортной пошлины корреспондирует со ступенчатой шкалой ставок пошлины на нефть, утвержденной Правительственной комиссией по защитным мерам и таможенно-тарифной политике в марте 2000 г. Ставки этой шкалы в зависимости от цены нефти, а также доля экспортной пошлины в цене приведены в таблице 1.7.
Таблица 1.7. Зависимость ставок экспортной пошлины от цены нефти на мировых рынках[15]
| Цена нефти Urals, долл./барр. | 0-12.5 | 12.5-15 | 15-17.5 | 17.5-20 | 20-22.5 | 22.5-25 | 25-27.5 | 27.5-30 | 30-32.5 | >32.5 |
| Ставка экспортной пошлины, евро/т | 0 | 2 | 5 | 9 | 14 | 20 | 27 | 34 | 41 | 48 |
| Доля пошлины в средней цене, % | 0.0 | 1.8 | 3.9 | 6.0 | 8.3 | 10.7 | 13.1 | 15.0 | 16.7 | 19.1 |
Из данных таблицы 1.7. следует, что при реализации этой шкалы доля пошлины в цене нефти будет расти, достигая максимального уровня 19.1% при цене нефти 32.5 долл./барр. Регламент установления экспортной пошлины предусматривает, что ее пересмотр может производиться через два месяца после предыдущего решения. Это означает, что процесс регулирования денежных потоков, возникающих при экспорте нефти, будет осуществляться с лагом в 2 месяца, в то время как колебания цен на рынке нефти происходят ежедневно. Такая инерционность процесса регулирования частично связана с характером бюджетного планирования, где принята определенная среднегодовая ставка экспортной пошлины.
Как известно, роль экспортных пошлин на нефть двойственна. С одной стороны, они формируют значительную часть доходов бюджета и при этом, что особенно важно, валютные поступления в бюджет. Их непосредственный эффект прост – чем выше пошлины, тем лучше бюджету, хотя, впрочем, отдаленные эффекты могут быть иные и их можно обнаружить, например, при сравнении экономической эффективности работы бюджетных денег и денег, которыми оперирует нефтяной сектор. С другой стороны, экспортные пошлины непосредственно влияют на финансовые показатели нефтяных компаний. Чем выше экспортные пошлины, тем финансовые показатели нефтяных компаний хуже. Отсюда уровень экспортной пошлины – это всегда компромисс, разумный он или нет, между интересами бюджета и интересами нефтяных компаний. Есть в этом компромиссе и третья сторона – потребители нефтепродуктов. Экспортные пошлины в определенной мере создают водораздел между внутренним и внешним рынками. Чем выше экспортная пошлина, тем меньше с точки зрения нефтяных компаний разница между внутренним и внешним рынками. Если бы экспортных пошлин не было, то внутренние цены на нефть были бы близки к мировым, и с точностью до неплатежей мы полагаем, что нефтяным компаниям было бы безразлично на каком рынке действовать – внешнем или внутреннем.
Как определить степень разумного компромисса между различными интересами при установлении пошлины? Представляется приемлемым и для бюджета, и для нефтяного сектора определять его, исходя из обеспечения эффективным нефтяным компаниям условий самофинансирования, что давало бы им денежные средства для покрытия текущих затрат, потребностей в инвестициях, оплаты кредитов, а владельцам компаний - разумные дивиденды. При этом следует учитывать весь набор налоговых и тарифных инструментов, воздействующих на финансовые показатели компаний, занимающихся экспортом углеводородов. Необходимо учитывать также и то, что нефтяные компании оперируют не только на экспортных направлениях, где цены на нефть достаточно высоки (при этом следует учитывать различия при экспорте в страны СНГ и вне СНГ), но и на внутренних - с их более низкими ценами. Кроме того, нельзя упускать из виду такой фактор, как различие в стоимости добычи нефти по нефтяным месторождениям.
Общий подход должен состоять в том, чтобы, с одной стороны, сохранить для нефтяного сектора условия самофинансирования и развития, а также стимул для роста эффективности, а с другой – изъять из этого сектора сверхприбыли. Это изъятие фактически означало бы возврат государству части ренты, которая возникает при работе нефтяного сектора на внешних рынках.
Результаты расчетов разделения эффекта, получаемого от прироста мировой цены нефти, между нефтяным сектором и бюджетом с помощью механизма экспортных пошлин, приведены в таблице 1.8. Расчеты были проведены для ставки налога на прибыль 30%. Приросты рассчитывались по отношению к указанному выше уровню 15 долл./барр. При оценке дополнительного прироста чистой прибыли принималось, что объем экспорта сохранится на уровне экспорта нефти в страны вне СНГ в 1999 году. Предполагалось, что установление экспортных пошлин будет осуществляться в соответствии с приведенной выше шкалой ставок экспортных пошлин.
Таблица 1.8. Распределение дополнительного эффекта между бюджетом и нефтяным сектором при росте цены на нефть и установлении экспортной пошлины в соответствии со шкалой ставок[16]
| Цена нефти юралс, долл./барр. | 15 | 17.5 | 20 | 22.5 | 25 | 27.5 | 30 | 32.5 |
| Ставка пошлины, евро/т | 2 | 5 | 9 | 14 | 20 | 27 | 34 | 41 |
| Доля пошлины в цене, % | 1.7 | 3.6 | 5.7 | 7.9 | 10.2 | 12.5 | 14.4 | 16.0 |
| Доля прироста от эффекта роста цены, получаемого нефтяным сектором, % | 59 | 58 | 56 | 54 | 52 | 51 | 50 | |
| Дополнительный эффект нефтяного сектора, млрд. долл./год | 1.26 | 2.45 | 3.57 | 4.60 | 5.56 | 6.52 | 7.49 |
Основной проблемой введения чисто налогового регулирования является плохая собираемость налогов, наличие множества схем ухода от налогов и, как уже было сказано выше, временной лаг между колебанием цены и изменением пошлины.[17]
В настоящее время экспорт нефти и нефтепродуктов для российских нефтяных компаний является вынужденной мерой, но практически единственной возможностью получения реальных денег, на внутреннем рынке только 10-15 процентов платежей за поставки осуществляется «живыми» деньгами. При дальнейшем сохранении сложившейся ситуации на нефтяном рынке (падение цен на нефть в два раза, до 8-9 долларов за баррель) и без принятия правительством позитивных шагов в сторону ТЭК экспорт нефти станет убыточным для всех.
Я считаю, что лучший механизм ограничения экспорта, не ущемляющий напрямую интересов нефтяных компаний – это постепенное сокращение выдачи новых лицензий. В идеале они должны выдаваться в таком количестве, чтобы компенсировать сокращение добычи на старых месторождениях и ожидаемое увеличение спроса. В этом вопросе правительству будет очень полезно создать механизм диалога с нефтяными компаниями; инструментом такого диалога мог бы стать Союз нефтепромышленников, но он пока в этой сфере себя особо не проявляет.
Негативные моменты, связанные с поставкой топлива за рубеж, могут быть преодолены посредством государственного вмешательства в экономику, усиления регулирующей роли государства в интересах всего общества. Для эффективного функционирования рыночной экономики, как показывает опыт зарубежных стран, рыночные механизмы хозяйствования необходимо сочетать с государственным регулированием.
Все реально функционирующие экономические системы являются смешанными. Они отличаются друг от друга по соотношению роли государства и рынка в управлении экономикой. При переходе от централизованной к рыночной экономике уменьшается роль государства в формировании экономических процессов, но она остается заметной. Воздействие государства может прежде всего проявляться при разработке концепции развития энергетики и ее внешнеэкономической деятельности, определении основных структурных сдвигов в топлив- но-энергетическом комплексе и в создании соответствующих механизмов для достижения экономической стабилизации. Важнейшая функция государства - это формирование экономико-правовой среды для эффективного и надежного энергоснабжения, укрепления экспортного потенциала, создание условий, позволяющих обеспечить энергетическую безопасность страны. Ослабление функций государства может привести к значительным потерям.
В России либерализация государственного регулирования в области экспорта энергоносителей привела к росту экономической преступности. Стала возрастать коррупция. Больших размеров достиг отток российских нефтедолларов в зарубежные банки. Одновременно это привело к неоправданному снижению цен на российскую нефть на мировом рынке. Мировой опыт показывает, что в крупнейших странах-экспортерах топлива осуществляется достаточно жесткий государственный контроль за его экспортом. Это относится как к промышленно развитым, так и развивающимся странам. Сохранение жесткого государственного контроля над внешней торговлей топливом дает возможность странам более эффективно бороться с коррупцией, отстаивать национальные интересы государства на, мировых рынках.
Сейчас наступает время, когда остро необходимо сочетание плановых и рыночных механизмов. Оно и понятно: рынок должен беспрепятственно формировать цену бензина на заправочных станциях, а государству пристало в плановом порядке регулировать освоение своих нефтяных ресурсов, косвенно воздействуя этим на цену нефти и бензина.
1.4. Основные рынки сбыта российских ТЭР.
До настоящего времени нефтяную политику определяли два картеля - западный и восточный. Первый объединяет 6 крупнейших нефтяных компаний, на которые приходятся 40% нефтедобычи стран, не входящих в ОПЕК. Совокупный объем продаж этих компаний в 1991 году составил почти 400 млрд. долларов. В восточный картель (ОПЕК) входят 13 стран, дающих 38 процентов всей мировой добычи и 61 процент мирового экспорта нефти. Добыча России состовляет 10% мировой, поэтому можно с уверенностью сказать, что страна занимает сильные позиции на международном рынке нефти. Например, эксперты ОПЕК заявили, что государства, входящие в эту организацию, не смогут восполнить нехватку нефти, если мировой рынок покинет РФ.
Кроме того, в обозримом будущем нефть заменить нечем. Мировой спрос будет расти на 1,5 процента в год, а предложение существенно не возрастет. До энергетического кризиса 1973 года в течение 70 лет мировая добыча практически удваивалась каждые десять лет. Однако сейчас из стран - членов ОПЕК располагающих 66% мировых запасов, лишь четыре страны могут ощутимо увеличить объем нефтедобычи (Саудовская Аравия, Кувейт, Нигерия, Габон). Тем более существенной становиться роль России, иначе ряд экспертов не исключают возможность скорого возникновения очередного энергетического кризиса.
Итак, российская нефтяная промышленность имеет важнейшее значение для нашей страны и всего мира в целом.
Таблица 1.9. Структура потребности мира в энергии за 1993 год[18]
| Всего | Нефть | Уголь | Газ | АЭС | Прочие |
| 100% | 39,9% | 28% | 22,8% | 6,8% | 2,5% |
Европа не в состоянии полностью обеспечить свои потребности в природном газе за счет собственных источников. Дефицит газа в Германии, Франции, Италии составляет более 50% и в значительной мере покрывается поставками ОАО «Газпром». Российский газ, разведанные запасы которого составляют 48 трлн. куб. м., имеет более низкую себестоимость, чем сырье из Алжира и Ближнего Востока, которое доставляется в Западную Европу в сжиженном состоянии танкерами. В целом около 40% потребностей Западной Европы покрывается за счет импорта. Доля России (ОАО «Газпром») в западноевропейском импорте – 47%, Алжира – 29 %[19]. Самый серьезный потенциальный конкурент России в торговле газом на континенте – Норвегия. Крупнейшим на сегодняшний момент проектом «Газпрома» по увеличению поставок газа за рубеж является строительство трубопроводной системы «Ямал-Европа». Страны Восточной и Центральной Европы являются для России также важными рынками сбыта энергоносителей и источниками получения свободно конвертируемой валюты. На долю топливно-энергетических ресурсов приходиться 78% российского экспорта в этот регион, здесь потребляется около 35% экспортируемого в дальнее зарубежье российского газа. В наибольшей степени от ввоза энергоносителей зависят Словакия, Болгария, Венгрия. По объему экспорта газа в страны ЦВЕ Россия превысила максимальный уровень докризисных лет. Более 30% общего объема газа экспортируется из России в счет участия стран ЦВЕ в освоении и обустройстве газовых месторождений на территории бывшего Советского Союза, а так же для оплаты транзита по их территории в Западную Европу, Грецию, Турцию, государства бывшей Югославии. Поставки российского газа по существу являлись безальтернативными для всех стран ЦВЕ.
Основные рынки сбыта российской нефти – это Великобритания и Ирландия (четверть экспорта в дальнее зарубежье), Восточная Европа (доля РФ в импорте нефти Болгарии составляет примерно 90%, Польши 40-50%), Средиземноморье (Италия, Греция, Кипр, Турция), «материковые страны» Западной Европы (Австрия, Швейцария, Нидерланды, Швеция, Дания, Финляндия, Бельгия, Лихтенштейн – от 18 до 20%) США и Канада – 7%.
95% процентов российской нефти транспортируется по трубопроводам компании «Транснефть». Небольшое количество нефти перевозится по железной дороге, в основном на нефтеперерабатывающие заводы на Дальнем Востоке. По нефтепроводу «Дружба» нефть поставляется в Венгрию, Словакию, Чехию, Польшу, Восточную Германию, а так же в порт Вентспилс (Латвия). Распад СССР осложнил использование «Дружбы» вследствие появления дополнительных рисков для продавцов и покупателей нефти. Российским экспортерам приходится теперь договариваться о транзите с Украиной и Беларусью. В последние годы загрузка «Дружбы» составляет 50% проектной. В связи с этим появилась возможность поставлять дополнительное количество российской нефти в Западную Европу, в частности в Германию и Австрию. В настоящее время Россия предпринимает усилия диверсифицировать пути поставок нефти за рубеж. С распадом Советского Союза Россия так же потеряла пять из восьми портов на Балтике, которые являлись важными путями транспортировки российской нефти. Только 10% добываемой в России нефти проходит через отечественные бухты. В результате Россия недополучает от экспорта (в счет сборов на территориях других государств) до 1,5 млрд. долларов ежегодно.
Страны ЦВЕ и Западной Европы принимают меры по уменьшению доли России в импорте энергоносителей. Стремление этих стран диверсифицировать импорт топлива по политическим соображениям продиктовано и желанием усилить надежность своего энергообеспечения, дистанцироваться от политически и экономически нестабильных партнеров в лице России и Украины. Практикуемые последней «заимствования» нефти и газа из трубопроводов, проходящих по ее территории, неоднократно приводили к перебоям российских поставок нефтегазового сырья.
Емкость мирового рынка каменного угля приближается сейчас к 500 млн. т. Основными импортерами выступают страны Западной Европы (около 160 млн. т ) и АТР (более 200 млн. т, в т.ч. Япония - 130 млн. т, Южная Корея - около 50 млн. т и Тайвань - около 20 млн. т). Ведущими экспортерами выступают Австралия, США, ЮАР, Колумбия, Венесуэла, Индонезия, Канада, Китай, Польша и Россия. Поставками из этих государств обеспечивается сейчас более 90% мировых импортных потребностей.
По прогнозам Министерства энергетики США мировая торговля углем в предстоящие 20 лет увеличится примерно на 25%, однако конкуренция на данном рынке останется достаточно острой. Емкость мирового рынка энергетического угля за 1990-2010 гг. может возрасти в два раза, тогда как общие импортные потребности рынка коксующегося угля увеличатся не более, чем на 5%.
Импорт каменного угля в регион ЕС на протяжении 90-х годов устойчиво возрастал. Доля импорта в потреблении за 1990-1998 гг. возросла с 45% до 57%. Импортный уголь рассматривается в Европе, прежде всего, как заменитель другим завозимым энергоносителям. Поэтому государства ЕС стремятся разнообразить источники получения угля и увеличивают число основных поставщиков, последовательно подключая к рынку новых экспортеров. В 90-е годы эта тенденция стимулировала увеличение импорта в Европу высококачественного колумбийского, индонезийского, венесуэльского и канадского угля.
На трех основных поставщиков - США, Австралия, ЮАР - сейчас приходится примерно половина европейского импорта. Однако корпорации США, из-за высоких производственных и транспортных издержек постепенно уступают свою долю на данном рынке другим экспортерам. Австралийские поставщики предпочитают работать в первую очередь на динамично развивающемся рынке стран Восточной Азии и также сокращают свои отгрузки в Европу. За последние годы стал сокращаться и импорт в Европу из ЮАР.
Импорт угля с территории СНГ в ЕС сократились с 9,8 млн. т в 1990 г. до 3,0 млн. т в 1998 г., что в определяющей обусловлено потерей Россией балтийских и черноморских портов. Из-за слабости оставшейся у России терминальной базы основная масса каменного угля экспортируется Россией по железной дороге в Восточную Европу и Турцию или через угольный терминал в порту Восточный в Японию и малые восточно-азиатские государства.
Перспектива разработки и расширения рынков сбыта российских ТЭР рассмотрена в главе 2.
Похожие работы
... (рациональная система нефтепроводов). Это, однако, не означает полного возврата к старой модели управления. 4) Сохранение единого экономического пространства - условия выживания топливно-энергетического комплекса. 5) Найти четкую и продуманную программу инвестиций в нефтяную промышленность. 6) Организовать единый Российский банк нефти и газа, государственная внешнеторговая фирма, включающая ...
... Антикризисные меры в отраслях топливно-энергетического комплекса предполагают в ближайшие годы восстановить докризисный уровень и наращивать добычу ТЭР. Региональная стратегия России в топливно-энергетическом комплексе направлена на развитие рыночных отношений и максимальное энергоснабжение каждого региона самостоятельно. Реализацию государственной политики в сфере ТЭК осуществляет Министерство ...
... составитель В.П. Максаковский) и профильную программу по курсу "Глобальная география", составленную авторским коллективом под руководством Ю.Н. Гладкого, мы сделали вывод, что тема "Проблемы топливно-энергетического комплекса Африки" используется на следующих уроках (табл.8). Таблица 8 Использование темы "Топливно-энергетический комплекс Африки" в школьном курсе географии Класс Тема ...
... политики, которая учитывает новую ситуацию и весь спектр возникающих проблем. Логическим продолжением и развитием основных положений этой концепции становится Энергетическая стратегия России. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях Разработки коллективов отраслевых и академических институтов легли в основу Концепции энергетической политики России в новых ...
0 комментариев