Сущность, функции и фактор предпринимательства

Крупнейшей нефтегазовой компанией России по объему прибыли остается "Газпром". Среди нефтяных компаний в число лидеров отрасли входят "Роснефть" (12,4 млрд. долл.), "ЛУКойл" (10,3 млрд. долл.), ТНК-ВР (8,9 млрд. долл.) и "Сургутнефтегаз" (7,8 млрд. долл.). Хотя выручка "ЛУКойла" почти в 1,5 раза превышает аналогичный показатель "Роснефти", объем чистой прибыли государственной компании больше, чем у крупнейшей частной нефтяной компании России. "Сургутнефтегаз" обошел "Газпром нефть" по объему прибыли, в то время как был на строчку выше по суммарной выручке.

Рентабельность. По рентабельности (отношение чистой прибыли к суммарной выручке) первые строчки рейтинга нефтегазовых компаний России занимают "Газпром" и "НОВАТЭК" (см. табл. 10). Кроме того, высокий показатель у "Сургутнефтегаза" (это связано с тем, что компания публикует показатели финансовой отчетности по российским стандартам). Среди компаний, предоставляющих данные по МСФУ, наибольшая рентабельность у ТНК-ВР и государственных компаний "Роснефть" и "Газпром нефть". Один из аутсайдеров отрасли по этому показателю - "ЛУКойл" - 7,7%.

3.2.Энергетическая  компания “Газпром” – лидер  мирового нефтегазового бизнеса.

Крупнейшие российские вертикально интегрированные (технологически и организационно) нефтегазовые компании - "Газпром" (включая "Газпром нефть"), "Роснефть", "Лукойл", "Сургутнефтегаз", "Татнефть", "Башнефть", "РуссНефть", а также "ТНК-ВР", действующая в России, в основном контролируемая американским и британским капиталом, обеспечивают в последние годы 93 - 95% добычи нефти и газа в стране. Все крупные нефтеперерабатывающие заводы России (за исключением группы заводов в Башкирии) и большая часть мини-НПЗ входят в состав крупных ВИНК.

Главным производителем и поставщиком природного газа в России является крупнейший в мире газовый концерн "Газпром". На компанию приходится около 85% добычи и 100% экспорта газа. Значительные объемы газа добывают нефтяные компании "Сургутнефтегаз", "Роснефть", "ТНК-ВР", "Лукойл". Наиболее крупный независимый производитель газа - "Новатэк". Единая система газоснабжения России контролируется ОАО "Газпром". Экономические позиции конкретных ВИНК в стране определяют возможности их эффективной деятельности и на международных рынках, участия в проектах разведки и добычи нефти и газа, их переработки и сбыта за рубежом.

В процессе освоения российскими нефтегазовыми компаниями зарубежных рынков происходит расширение их участия в производственных, транспортных и сбытовых активах в других странах, что способствует повышению экономического, а значит, и политического влияния России в мире. В этой ситуации комплексное обоснование и организационное обеспечение системного вхождения российских вертикально интегрированных нефтегазовых компаний в Азиатско-Тихоокеанский регион, прежде всего, в Китай становится задачей государственной значимости.

Газовая промышленность России - важнейший сектор экономики и жизнеобеспечения страны, крупный элемент мировой энергетики. Наличие значительных запасов природного газа (48 трлн м3, или свыше 33% мировых доказанных запасов газа) и ресурсов (260 трлн м3, - более 40% от начальных суммарных ресурсов в мире) - конкурентное преимущество России в международном разделении труда. Эффективное функционирование и развитие газового комплекса способствует социально-экономическому развитию российских регионов, стимулирует развитие отраслей промышленности, энергетики и транспорта, обеспечивает решение актуальных внешнеэкономических и геополитических задач.

Газовая промышленность Западной Сибири, где добывается около 95% всего российского газа, представляет собой крупнейший в мире производственно-технологический комплекс, включающий в себя системы добычи, переработки и сверхдальнего транспорта газа; в 1990 - 1992 гг. в Западной Сибири добывалось более 580 млрд. м3 газа в год. Вместе с тем при уникальной сырьевой базе и развитой сети трубопроводного транспорта добыча газа в Сибири с 1992 г. до конца 1990-х годов снижалась. В 2001 г., несмотря на почти двукратное увеличение инвестиций в основной капитал до 4,8 млрд. дол., произошло дальнейшее снижение добычи газа.

Ухудшению ситуации в отрасли способствовали такие факторы, как заниженная стоимость газа в структуре внутренних энергетических цен и более низкие цены на газ, чем на международном рынке, высокий уровень неплатежей, бартера и квазиденежных расчетов в 1990-е годы, проедание амортизации в условиях высокой галопирующей инфляции (за счет недооценки основных фондов). В условиях продолжительности инвестиционного цикла и масштабности инвестиций провал в подготовке новых месторождений к вводу в промышленную эксплуатацию в 1990-х годах отражается на современной динамике добычи.

Основная причина сложившейся ситуации - естественное падение добычи на крупнейших месторождениях: Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском. В условиях высокого уровня инфляции в стране при опережающем росте издержек в газовой промышленности эффективность капитальных вложений постоянно снижалась. Ввод в разработку в конце 2001 г. Заполярного месторождения, в 2004 г. - Песцового, а затем Южно-Русского, Еты-Пуровского, Вынгаяхинского, Ен-Яхинского месторождений, а также Анерьяхинской площади Ямбургского и Таб-Яхинского участка Уренгойского месторождения несколько улучшили ситуацию, это позволило на несколько лет преодолеть падение и обеспечить некоторый рост добычи газа. Добыча газа в Западной Сибири составила в 2008 г. свыше 610 млрд. м3, в России в целом - 653 млрд. м3.

Только крупные, хорошо структурированные компании, как ОАО "Газпром", в состоянии решить стратегические задачи долгосрочного эффективного развития нефтегазового комплекса страны, реализации крупных высококапиталоемких проектов в традиционных и новых районах, обеспечения экономических и геополитических интересов России в мире.

В этих условиях материал, подготовленный специалистом Минэкономразвития России к.э.н. А. С. Качелиным, "ОАО "Газпром" - национальное достояние или закрытый элитный клуб по интересам?" по ряду вопросов внутренне противоречив. Автором проделана большая заинтересованная работа, но многие его выводы представляются не вполне убедительными.

В качестве одной из важнейших проблем современной экономики России называется "ослабление регулирования деятельности монополистических структур", при этом не раскрывается, в чем, собственно, заключается это "ослабление". В нефтегазовом комплексе, напротив, в последние годы произошло резкое усиление государственного присутствия, увеличена доля государства в акционерном капитале компаний, включая ОАО "Газпром", разработаны и утверждены стратегические документы развития отрасли, совершенствуется законодательное и нормативное регулирование. В части повышения цен естественных монополий, в том числе на газ, проводится, на мой взгляд, достаточно сбалансированная политика, позволяющая, с одной стороны, обеспечить интересы населения и конкурентоспособность отраслей-потребителей (цены на газ в России остаются в 6 - 10 раз ниже, чем, например, в Европейском союзе), а с другой - формирование инвестиционных ресурсов для развития производства в самих естественно-монопольных отраслях.

Представляется сомнительным обоснование в качестве "положительного опыта СССР" дотирование, фактически Российской Федерацией, энергообеспечения всех союзных республик и стран СЭВ. Здесь следует разделять технологический эффект от функционирования единой энергетической системы и экономический ущерб от недофинансирования поддержания и развития генерирующих мощностей и транспортной инфраструктуры.

Инвестиционная программа "Газпрома" на 2009 - 2010 гг., млрд. руб.

3.3.Перспективы  развития нефтегазового комплекса  России

Нефтяная промышленность РФ - основной сектор топливно-энергетического комплекса нашей страны. От его успешного функционирования зависят эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты ее переработки, обеспечение валютных и налоговых поступлений в государственный бюджет. Не менее важна эта отрасль и для энергетической безопасности страны и ее политических интересов в мире.

Несмотря на огромную роль нефтяной промышленности в экономике страны, в последнее время усиливаются негативные явления, связанные прежде всего с нарушением пропорций между приростом промышленных запасов нефти и объемами ее добычи. За 2000 - 2006 гг. добыча нефти выросла с 323.2 до 480.5 млн. т, или на 157.3 млн. т при среднегодовом приросте более 5.8% (табл. 1). Фактически объем добычи нефти уже в 2006 г. превысил прогнозный показатель на 2020 г. в 450 млн. т, предусмотренный умеренным вариантом Энергетической стратегии России на период до 2020 г., утвержденной правительством в августе 2003 г. Среднегодовые темпы прироста переработки нефти составили всего 3.4%, увеличившись со 179.4 до 219.6 млн. т. Такой разрыв в объемах добычи и переработки фактически ограничивает возможности использования нефти внутри страны и все большие ее объемы будут направляться на экспорт.

При весьма высоких показателях добычи нефти в последние три года появился тревожный сигнал о резком снижении темпов ее прироста. С 1999 г. нефтяная промышленность России начала выходить на положительную динамику роста добычи. Однако непрерывный рост темпов ее прироста с 0.5% в 1999 г. до 11.0% в 2003 г. сменился спадом: 8.9% в 2004 г., 2.6% в 2005 г. и 2.2% в 2006 г.

Такое положение объясняется многими причинами. Прежде всего значительный прирост добычи в последние годы обеспечивался в основном за счет интенсификации отбора нефти из месторождений, введенных в разработку в 60 - 70-е годы прошлого столетия. В то же время из-за резкого сокращения объемов разведочного бурения начиная с середины 90-х годов прирост запасов не возмещает объемов нарастающей добычи. В условиях отставания восполнения запасов нефти, которое за 1995 - 2006 гг. составило 940 млн. т, происходит срабатывание запасов, открытых в дореформенный период. За 2000 - 2005 гг. прирост запасов нефти колебался от 50 до 93% добычи и только в 2006 г. приращение запасов превысило уровень добычи на 20.8% (табл. 2).

Достичь такого показателя невозможно без резкого наращивания объемов разведочного бурения и использования современных технологий повышения коэффициентов извлечения нефти (КИН). Но ни одно из этих условий не выполняется: сохраняются низкие объемы разведочного бурения, снижаются проектные показатели КИН. Все дело в новых правилах расчета запасов, введенных Государственной комиссией по запасам. По словам заместителя министра природных ресурсов А. Варламова, проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы как были, так и остаются актуальными1.

На динамику объемов разведочного бурения крайне негативное влияние оказала отмена платежей на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) в соответствии с Федеральным законом от 01.01.2002 г. Это привело к дальнейшему резкому сокращению и без того низкого объема разведочного бурения, составляющего за последние 5 лет 45 - 60% от уровня 2001 г. (табл. 2). В том же направлении действуют противоречащие друг другу законы "О недрах" и "Об акционерных обществах". Первый обязывает пользователя недр обеспечивать соблюдение технических проектов, планов и схем развития горных работ, не допускать сверхнормативных потерь, разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых, обеспечивать наиболее полное извлечение из недр запасов. В законе же "Об акционерных обществах" говорится, что основная цель пользователя недр - получение максимально возможной прибыли на вложенные инвестиции. Это открывает широкие возможности не только вести разработку тех месторождений, которые требуют меньших инвестиций, но и в пределах отдельного месторождения выборочно отрабатывать участки с наиболее продуктивными пластами, преждевременно выводить из эксплуатации участки с менее продуктивными пластами. Фактически на многих месторождениях ведется форсированная разработка лишь наиболее продуктивных участков. Такой подход существенно нарушает их природные фильтрационные свойства. Отсюда снижение продуктивности скважин и не поддающийся контролю рост их обводненности, которая в среднем составляет 82%, а на некоторых месторождениях Западной Сибири находится на уровне 90%.

Особую тревогу вызывает положение на месторождениях с трудно извлекаемыми нефтями, где приемлемый уровень КИН можно обеспечить только внедрением современных технологий. В США на подобных месторождениях во все больших масштабах применяются такие методы повышения нефтеотдачи, как тепловые, попеременная закачка газа и воды, закачка CO2, химические и др. В результате за последние 30 лет усредненные показатели КИН в проектах разработки месторождений повысились с 29 до 41%, в то время как в России этот показатель снизился с 48 до 28%. В перспективе, если в ближайшие годы не будет организовано широкое применение, особенно на низкопродуктивных месторождениях, современных методов повышения нефтеотдачи, можно ожидать дальнейшего падения этого показателя. Вместе с низкими объемами разведочного бурения и потерями от сжигания попутных нефтяных газов (ПНГ) в факелах это может уже в ближайшие годы привести к падению добычи нефти с негативными последствиями для экономики страны в целом.

До энергетического кризиса середины 70-х годов прошлого столетия значительные потери ПНГ отмечались во многих странах мира. С тех пор в мировой практике накоплен значительный опыт по утилизации этих газов, разработаны соответствующие технологии. Больших успехов по их сбору и переработке с получением целевой продукции, особенно для нефтехимии, достигли компании США, Великобритании и Норвегии. Например, в последние годы уровень утилизации ПНГ достиг там более 90%. Значительны успехи в этой области и в нефтедобывающих странах Ближнего Востока и особенно в Саудовской Аравии. У нас же проблему утилизации ПНГ пока не удается решить. В 2006 г. при добыче 57.9 млрд. куб. м ПНГ утилизировано только 65.5%. Оставшиеся 35.5% (или 20 млрд. куб. м) сожжены в факелах, что не только наносит вред окружающей среде, но и уничтожает ценное углеводородное сырье. По оценке Минприроды, потери экономики от сжигания ПНГ составляют 13 млрд. долл. в год.