Основные тенденции и перспективы развития рынка нефти и других невозобновляемых ресурсов

      Если  говорить о современной ситуации  в производстве нефтепродуктов, то здесь ситуация также не  имеет позитивной тенденции. К  таким выводам можно прийти, основываясь на исследовании компании "РосБизнесКонсалтинг" "Нефтеперерабатывающая отрасль России и рынок нефтепродуктов" (2008 год):

      1) В среднем по России загрузка НПЗ в течение ряда лет не превышала 75% (в развитых странах этот показатель достигает 90-95%). Правда, с 2006 года достигнут существенный прогресс: загрузка НПЗ выросла до 82%. Но этого всё равно недостаточно для обеспечения полноценной отдачи перерабатывающих производств. Как следствие, наша страна отстает по объемам переработки не только от США, но также от Японии и Китая, чьи производственные мощности скромнее российских. 
      2) Еще более серьезной проблемой является относительно низкое качество выпускаемых нефтепродуктов. Если в передовых странах мира нормой считается глубина переработки 85-95%, то по России она находится на уровне 71%. Это средний показатель: более половины НПЗ работают с глубиной переработки 50-70%, статистику спасают пять относительно успешных заводов с глубиной переработки на уровне 80%. 
      3) В условиях России растущий экспорт нефтепродуктов - отнюдь не синоним переориентации экспорта на продукцию с высокой добавленной стоимостью. Значительная часть вывозимых за пределы страны нефтепродуктов - это вовсе не высококачественное топливо.⁷

      Также следует отметить, что растет интенсификация нефтедобычи – в настоящее время 90% нефти добывается с помощью насосов и качалок, в то время как в 1970-1980-е гг. преобладал более дешевый фонтанный способ добычи.

      К тому  же средний уровень изношенности  нефтеперерабатывающего оборудования  составляет 80%. Основной причиной  этого является то, что финансирование  нефтепереработки в стране всегда осуществлялось по остаточному принципу и все ресурсы направлялись в нефтедобычу.⁸ 
      Нефтяная отрасль России стала одним из немногих секторов отечественной экономики, избежавшим разрушительных последствий кризиса. Существенную поддержку оказали и рост мировых цен на нефть, и подешевевший к доллару рубль. Да и сами компании в условиях кризиса стали работать более собранно и эффективно. В результате выросли добыча и экспорт нефти. Удалось избежать падения объемов переработки нефти. Несколько вырос объем капиталовложений ВИНК. Год отмечен такими значимыми событиями, как ввод в эксплуатацию Ванкорского  месторождения, пуск первой очереди ВСТО и начало экспорта через дальневосточный порт Козьмино. Но ни одна из застарелых проблем не решена. Ввод новых месторождений пока не позволяет уверенно возмещать объемы падающей добычи на старых месторождениях. Существенно 
сократились масштабы геологоразведки. Выросла доля неработающих эксплуатационных скважин. Несколько ухудшилась и без того низкая глубина переработки нефти. В структуре выпускаемых и экспортируемых нефтепродуктов не снижается роль мазута. Работа в условиях кризиса, безусловно, взбодрила нефтяников. Однако накопившиеся за прошлые годы проблемы так и остаются без решения.⁹

2.2. Проблемы и перспективы экспорта на российском рынке нефти

      Россия  обладает крупным потенциалом  на мировом энергетическом рынке:  к настоящему моменту открыто  и разведано более 3 тыс. месторождений  углеводородного сырья. Примерно  половина из них разрабатывается. Более половины российской нефтедобычи сосредоточено в районе Урала и Западной Сибири. Большинство месторождений этого региона отличаются высокой степенью выработки, и потому, сохраняя его в качестве основной углеводородной базы, необходимо развивать и альтернативные регионы добычи.

      Исходя  из официальных оценок, нашедших  отражение в «Энергетической  стратегии России на период  до 2020 года», к 2015-му добыча  нефти в нашей стране может  составить 530 млн. т, а ее экспорт – 310 млн. т. Главной нефтяной базой останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Будут сформированы новые центры нефтяной промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – добыча до 50 млн. т в 2015 году; на шельфе острова Сахалин (25–26 млн. т), в Баренцевом море и российском секторе Каспийского моря. Увеличится добыча нефти в Тимано-Печорской провинции.

      Мощности  магистральных нефтепроводов и  морских терминалов для экспорта  и транзита нефти из России  за пределы СНГ способны возрасти  к 2015-му в 1,5 раза по сравнению с сегодняшним уровнем. Это позволит реализовать к указанному сроку перспективные объемы экспорта нефти в дальнее зарубежье: примерно по 70 млн. т по западному и северо-западному направлениям; около 130 млн. т по черноморско-каспийскому направлению; около 80 млн. т по восточному направлению; до 25 млн. т по северному направлению.

      К 2015 году добыча газа в России  может достигнуть 740 млрд. куб. м, а экспорт – 290 млрд. куб. м. Добыча газа в Западной Сибири стабилизируется, поэтому весь прирост будет обеспечен за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, шельфа северных и дальневосточных морей. Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока теоретически позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи.

      Вместе  с тем существующие тенденции  развития отечественного ТЭКа  не позволяют говорить о том,  что в ближайшее десятилетие  России удастся укрепить свои  позиции на мировом рынке, превратив свой энергетический потенциал в политические дивиденды.

      Возымеют  свое действие факторы, сдерживающие  рост добычи нефти в России. К главным среди них следует  отнести критическое состояние  действующей нефтеэкспортной инфраструктуры, а также проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы. Немаловажную роль сыграют политические ограничения в отношении строительства частных трубопроводов и допуска иностранных компаний на российский рынок; низкая инвестиционная активность нефтяных компаний; сужающаяся сырьевая база нефтяных компаний (последствие многолетнего превышения темпов добычи над темпами прироста запасов).

      Основной  фактор, ослабляющий позиции России  на рынке нефтепереработки, –  это морально и физически устаревшее  оборудование, которым оснащено подавляющее большинство российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Поэтому, несмотря на то что в последние годы некоторые компании и проводили их модернизацию, в целом с технической точки зрения качество российской нефтепереработки значительно ниже мировых стандартов.

      Следующая  проблема нефтяного комплекса  России – чрезмерная налоговая  нагрузка на бизнес нефтяной  отрасли. По данным Минэнерго  в 2008 году она составила 76-79%.¹⁰

      Столь высокая налоговая нагрузка  имеет ряд негативных последствий:

- нефтяные компании  стремятся инвестировать в добывающие  объекты за рубежом, где пошлины  не уплачиваются, и, таким образом,  денежные активы нефтяных компаний  выталкиваются в экономики других  государств;

          - разрабатываются только лучшие месторождения и лучшие объекты;

- инвестиционные средства не направляются на модернизацию производства и проведение изыскательных работ.

     Вследствие неурегулированности налоговой системы и отсутствия мер по стимулированию инвестиций в геологоразведку сырьевые компании не смогут начать осваивать новые крупные месторождения и проводить геолого-разведочные работы. Темпы роста добычи нефти, которые Россия демонстрировала в 2000–2004 годах, вряд ли сохранятся в будущем. К концу второго десятилетия Россия выйдет на максимальную добычу порядка 10–11 млн. баррелей в день (530–550 млн. т в год) и сохранит этот уровень. В 2010-му российские поставки будут составлять порядка 15 % от объема мирового рынка нефти, а к 2030-му они снизятся до 10 %.¹¹ Таким образом, с учетом роста мирового потребления доля России на мировом нефтяном рынке имеет тенденцию к снижению.

      Чтобы  поддерживать или наращивать  добычу и экспорт энергоресурсов, России необходимо приступить  к разработкам в неосвоенных  районах, прежде всего в Сибири и на шельфе северных морей. Это требует политического решения по привлечению инвестиций (в том числе иностранных). Предполагается, что до 2010-го кардинальных перемен в этой сфере не произойдет, а возможные сдвиги в будущем уже не позволят добиться изменений к 2017 году.

      Несмотря  на лидирующие позиции в том,  что касается масштабов добычи  и транспортировки углеводородов,  Россия значительно отстает по  уровню использования наиболее  перспективных технологий. Руководство  страны фактически делает ставку на нефть, уголь и газ как на основные инструменты, позволяющие достичь и сохранить в перспективе статус великой энергетической державы. Между тем изменяющаяся структура мировой энергетики к 2030–2050 годам существенно снизит конкурентные возможности России.

      На ближайшее  десятилетие Европа останется  базовым рынком в плане сбыта  российских углеводородов. Однако  следует обратить внимание на  ограниченные возможности нефтепроводных  поставок. Основной трубопровод  «Дружба» требует ремонта, БТС  уже вышел на полную мощность, а на южном направлении нефтеэкспорта все российские нефтяные потоки замыкаются на турецкие проливы, и в настоящее время альтернативы этому маршруту нет. Между тем наиболее уязвимым местом в российской транспортной политике на турецком направлении является пропускная способность Босфора. Ожидается, что Турция и в дальнейшем будет проводить политику закрытия своих проливов для прохода нефтетанкеров. Это, с одной стороны, снизит экспортные возможности России, а с другой – подтолкнет Москву к использованию БТД в качестве резервного (а в случае полного перекрытия турецких проливов – основного) маршрута транспортировки нефти на южном направлении. Компенсировать потери Россия отчасти сможет за счет нефтепровода Бургас – Александруполис в обход Турции. Но поскольку затраты по добыче и экспорту нефти из России превышают аналогичные затраты на Каспии, то вполне вероятно частичное вытеснение с европейского рынка российской нефти.

      Вторым  по значимости рынком, влияние  которого к 2017-му будет возрастать, является Азиатско-Тихоокеанский регион. Между тем на этом направлении возможности России также ограниченны в плане объявленного роста (с нынешних 3 % до 30 %) всего объема поставок энергоресурсов. Для достижения показателя следует «перебрасывать» на восток не менее 60 млн. т нефти и 65 млрд. куб. м газа в год. В ближайшие 10 лет эта задача невыполнима технически и сомнительна с точки зрения инвестиционных возможностей российских компаний.¹²

       На  газовых рынках Европы и АТР  Россия столкнется с ростом конкуренции. Основные надежды европейские потребители связывают с диверсификацией поставок за счет увеличения доли в энергетическом балансе нефти и газа Северной Африки (Алжир, Ливия, Египет), а также государств Каспийского региона, Ближнего Востока, Центральной Азии. Ожидаемое в ближайшие 5 лет осуществление ряда трубопроводных проектов (выход БТД на полную мощность, БТЭ с подключением к проекту «Набукко» и пр.) нацелено на то, чтобы ограничить влияние России. В свою очередь Китай реализует несколько проектов, также снижающих его зависимость от российских углеводородов: нефте- и газопроводы из Казахстана, газопровод из Туркмении. Кроме того, будут расширены поставки в КНР нефти из Южной Америки, а также СПГ из Ирана.

      Весьма  сомнительно, что в скором времени удастся сформировать общеевропейский энергетический рынок и существенно потеснить на нем Россию. Подобной перспективе препятствует целый ряд обстоятельств. В первую очередь неурегулированность многих вопросов в рамках Евросоюза и фактическое отсутствие единой точки зрения на пути обеспечения энергобезопасности. Потеснить Россию не удастся также и ввиду того, что реализация конкретных проектов по внедрению альтернативных источников энергии в Европе ведется в основном на уровне национальных экономик. Этому не способствует и взрывоопасная военно-политическая ситуация в Ближневосточном регионе (особенно вокруг Ирана, на который как на главную альтернативу России в вопросах поставок нефти и газа смотрят практически все потребители российского газа в Европе и на постсоветском пространстве). Нынешнее положение дел на Ближнем Востоке порождает целый ряд политических и военных рисков, препятствующих реализации планов Запада по выстраиванию новых энергетических коридоров.

      Таким  образом, основной задачей, стоящей перед Россией в ближайшие 10 лет, является создание условий для того, чтобы минимизировать  потери, во-первых, от снижения ее присутствия на мировых рынках нефти и трубопроводного газа, а во-вторых, от снижения мировых цен на энергоносители.

      Как  государство, так и крупнейшие  нефтегазовые компании в первую  очередь должны сосредоточиться  на внутреннем секторе газо- и  нефтедобычи. Потребуется стимулировать  инвестиции в воспроизводство  минерально-сырьевой базы и освоение  месторождений. При этом важно временно отойти от концепции глобальной энергетической экспансии в пользу инвестиций в национальные добывающие проекты в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, Сахалине, северном шельфе и т. п.

      В то  же время с учетом перспектив  сохранения влияния Ближнего Востока как основного мирового энергетического центра необходимо сосредоточить усилия на сохранении и расширении присутствия российских компаний в ТЭКе Ирака, Ирана, других государств региона.

      Среди  первоочередных мер по решению  стоящих перед Россией задач следует также указать на необходимость пересмотреть финансовые параметры Соглашения о разделе продукции (СРП), разработать такие механизмы участия иностранных компаний в российских добывающих СПГ-проектах, которые учитывали бы интересы обеих сторон.

      Особое  внимание надо уделить проектам  по производству СПГ, как наиболее  перспективным с точки зрения  будущего мирового ТЭКа. Также  необходимо повысить технологическую  безопасность и эффективность  работы энерготранспортных сетей.

       Российским нефтегазовым компаниям необходимо использовать благоприятную внешнюю конъюнктуру для реконструкции производственных мощностей с применением современных технологий и для развития сети сбыта, что позволит снизить себестоимость производства и предложить на внешние рынки более конкурентоспособный продукт.¹³

3. Тенденции  развития мирового рынка нефти

      Мировой кризис в значительной  мере повлиял на мировой нефтяной  рынок. В предкризисное время  цена не нефть была сильно  завышена из-за спекулятивных сделок с нефтяными фьючерсами , составляла порядка 147$ за баррель. В период кризиса цены на нефть снизились более чем на 65%.  Более того, в результате негативного влияния финансового кризиса на бюджеты многих стран мира, в т.ч. основных потребителей нефти, сократился спрос на этот вид топлива.¹⁴

      Толчком к падению цен стало  состояние экономики США и  американские запасы нефти и  нефтепродуктов. В июле 2008 г. рост  запасов нефти составил 3 миллиона  баррелей, тогда как на рынке  ожидали сокращения запасов на более чем 2 миллиона баррелей. Запасы бензина также выросли более чем 2 миллиона баррелей, тогда как на рынке не ожидалось никакого роста.¹⁵