Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо «стандартную» технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную структуру для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области.   Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Развал Советского Союза обусловил появление проблемы - разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем переработки - 240 млн. т. в год), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Эта проблема остается актуальной и сейчас.

2.2 Проблемы российского нефтяного сектора

       Обобщая все вышесказанное, можно выделить проблему размещения  нефти и попутного газа в России, а именно – проблема сверхвысокой концентрации нефтедобычи в ведущей нефтяной базе. Также выделяется проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти к главному потребителю – европейской части России. Высокая концентрация это одновременно преимущество для организации самой структуры промышленности, и существенный недостаток,  так как создается целый комплекс проблем, среди которых, например, сложная экологическая обстановка в регионе.

       С конца 1990-х до начала 2000-х в нефтяном комплексе шли процессы передела и укрупнения собственности в результате централизации и концентрации производства и капитала. В начале 2009 г. на долю вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний приходилось около 93% всей добытой в стране нефти.

       Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темпов роста (а в ряде случаев – абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим нефтегазодобывающим подразделениям) проявились с конца 2006 г. В 2007 г. стагнацию добычи нефти удалось компенсировать лишь увеличением добычи нефти в рамках проекта «Сахалин-1» с иностранным оператором⁶ (впервые применяется прорывная технология бурения - наклонные скважины длиной более 10 км бурятся с берега⁷). Таким образом, в недалеком будущем нам придется вплотную столкнуться с проблемой старения и выработки месторождений (это, прежде всего, относится к традиционным нефтедобывающим районам России – Западной Сибири и европейской части, связанных с исчерпанием ресурсов).

    Говоря  о российском нефтяном секторе, нельзя не отметить, что за последние два  десятилетия он переживал и глубокие кризисы, и резкие взлеты: в предпоследний  год существования СССР на территории России было добыто 516 млн. т нефти (около 10.4 млн. б/с), а шесть лет спустя добыча сократилась более чем  в 1.5 раза до немногим выше 300 млн. т (6.0 млн. б/с). Причины столь резкого сокращения добычи стандартны: распад СССР стал тяжелым  испытанием для сектора, где имели  место резкий дефицит инвестиций и снижение внутреннего потребления  в сочетании со снижением цен  на нефть на мировых рынках.

       Далее российскую нефтедобычу ждал довольно затяжной период стагнации, главной чертой которого стала приватизация компаний сектора. С началом восстановления цен на нефть в конце прошлого столетия возобновилась и тенденция к росту добычи нефти, причем стоит отметить, что основным источником роста стало не увеличение объемов бурения, а применение зарубежных технологий интенсификации добычи, которое имело быстрый, но весьма непродолжительный эффект: если в 1999-2004 гг. среднегодовые темпы увеличения добычи находились на уровне 8.5 %, то в последующие три года они составили лишь 2.3 %. 

       Стоит заметить, что переломным для отрасли стал именно 2004 год – год введения новых «правил игры» в секторе, когда был утвержден новый режим экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты и внедрена формула расчета НДПИ, привязанная к мировым ценам на нефть. По сути, новый налоговый режим изымал у нефтяных компаний до 90 % прибыли при цене нефти свыше $ 25 за баррель. Неудивительно, что в новых условиях увеличение добычи нефти для ее последующего экспорта потеряло смысл, что незамедлительно привело к резкому снижению темпов роста добычи.

В дальнейшем цены на нефть, взлетевшие с тех пор  в более чем 3 раза не оказали заметного  влияния на динамику отрасли. Более  того, за счет того, что доходы нефтяного  сектора сверху были во многом ограничены существующим налоговым режимом, а  издержки на добычу и транспорт нефти росли опережающими темпами, денежные потоки, остающиеся в распоряжении компаний, начали резко снижаться.

В сочетании  с естественным истощением традиционных провинций (Западная Сибирь, Поволжье), и задержками в освоении новых  регионов, это привело к абсолютному  снижению добычи нефти в России в 2008 году. Скорее всего, что именно этот факт, а не многочисленные высказывания нефтяных компаний о жесткости налогового режима, стал ключевым фактором для  государства в принятии решений  о снижении налоговой нагрузки.

     Основным  моментам реформ стало принятие решений  по отмене НДПИ для новых месторождений  не только в Восточной Сибири, но и Тимано-Печорской провинции  и на Ямале до момента достижения определенного уровня накопленной  добычи (налоговые каникулы), а также  повышение уровня цены отсечения  в формуле расчета НДПИ с $ 9 до $ 15 за баррель.

          Впрочем, практически сразу после обнародования предложений государства по налоговым новациям представители нефтяных компаний заявили о необходимости более существенных шагов для стимулирования добычи: введения каникул по НДПИ по всем новым месторождениям, а также повышения уровня отсечения при расчете налога на добычу полезных ископаемых сразу до $ 25 за баррель.

По оценкам  Банка Москвы, на корпоративном уровне основной вклад в рост добычи углеводородов  внесут ЛУКОЙЛ и Роснефть, которые являются операторами ключевых green field проектов (Каспий, Тимано-Печора, Восточная Сибирь) и обладают наиболее сбалансированной производственной структурой, которая позволит им получать наибольшие денежные потоки в свете последний налоговых новаций и конъюнктуры

мирового  рынка нефти. Именно новые проекты  дадут возможность этим двум компаниям  заметно увеличить добычу (среднегодовые  темпы роста добычи углеводородов  в 2007- 2013 гг. составят около 6 %), в то время  как для Сургутнефтегаза Восточная Сибирь сможет лишь компенсировать снижение добычи в ХМАО на месторождениях, которые компания разрабатывает уже не первое десятилетие.

          Что касается остальных крупнейших российских нефтяных компаний, то они вряд ли существенно увеличат объемы добычи нефти в ближайшие годы.

          Татнефть и Башнефть, по всей видимости, продолжат борьбу за поддержание добычи на текущих уровнях, благодаря использованию новых технологий повышения нефтеотдачи, разработке месторождений нетрадиционной нефти и выходу в новые регионы, однако их влияние на отраслевую картину в целом будет минимальным.

           По оценкам Банка Москвы и прогнозам нефтяных компаний, ведущих деятельность в Восточной Сибири, к 2015 г. в регионе будет добываться около 55 млн. т нефти, а основной вклад в добычу обеспечат Ванкорское месторождение Роснефти, Верхнечонское месторождение ТНК-ВР и Талакан Сургутнефтегаза. Также ожидается, что после 2010 г. начнется разработка Юрубчено-Тохомского месторождения (Роснефть) с доказанными запасами

более 200 млн. т.

     Стоит отметить, что оценка перспектив добычи нефти в Восточной Сибири сильно расходится у различных отраслевых экспертов. Это связано с низким уровнем освоенности большинства месторождений, гораздо более сложным геологическим строением месторождений в сравнении с Западной Сибирью и фактическим отсутствием инфраструктуры, что заметно замедляет освоение региона.

      Несмотря на высокий потенциал увеличения добычи в Восточной Сибири и освоение новых провинций на шельфе (Каспий, Сахалин), ключевым регионом нефтедобычи для России в обозримом будущем останется Западная Сибирь в целом и Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) в частности.

       Несмотря на в целом позитивные ожидания роста нефтедобычи по России в целом, очевидно, что стоимость данного роста будет значительно выше, чем нефтяным компаниям обошелся рывок в 150 млн. т в 1999 - 2004 гг., который практически целиком стал возможен благодаря массовому внедрению западных методов повышения нефтеотдачи – если в 2001 г. средний дебит старых скважин составлял лишь около 7 т в сутки, то в 2004 г. он вырос на 40 % до 9.8 т в сутки, а дебит новых скважин увеличился сразу на 75 % до более чем 40 т в сутки. Так, фактически весь прирост добычи в 1999-2004 гг. стал возможным лишь за счет повышения нефтеотдачи на старом фонде скважин.

       Между тем, на фоне бурного роста нефтедобычи более чем на 30 % упали объемы бурения, как эксплуатационного, так и разведочного, тоже самое можно сказать и о вводе новых скважин. Очевидно, что 2004 год стал для российской нефтяной отрасли переломным в развитии: сочетание резкого ужесточения налогового режима (ввод новой системы экспортных пошлин и НДПИ) и снижения эффективности применения западных методов повышения нефтеотдачи привели к резкому замедлению темпов роста

нефтедобычи, которые в 2007 году сменились абсолютным снижением. Это в свою очередь  сопровождалось заметным ростом объемов  эксплуатационного бурения, что  указывает на экстенсивный характер поддержания уровня добычи – компании продолжили разбуривать уже имеющиеся  доказанные резервы и уплотнять  сетки скважин на месторождениях, в то время как объемы разведочного бурения по итогам 2007 г. остались ниже, чем в 2001 г.⁸

         Глубокий экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли топливной промышленности, особенно нефтяную промышленность. Это выразилось, прежде всего, в ускоряющемся сокращении объемов добычи нефти. Нынешнее состояние нефтяной промышленности России характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием сколь либо значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений, расположенных в не обустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.

       Важнейшей проблемой современного нефтяного комплекса России является формирование механизма управления вертикально интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК). Многие из них, созданные по формальным соображениям, по существу, так и не стали интегрированными корпоративными структурами.

Еще одной проблемой  современного нефтяного комплекса  является его ярко выраженная экспортная направленность, низкая привлекательность  нефтегазового комплекса для  иностранных инвесторов,  ослабление конкурентоспособности отечественных нефтепроизводителей. 
        Все это свидетельствует о важности и актуальности проблемы совершенствования государственного регулирования инвестиционной деятельности в топливно-энергетическом секторе российской экономики. Проблема обостряется в связи с недостаточной разработанностью в научной литературе теоретических и методологических проблем инвестирования сырьевого сектора, включая обеспечение инвестиционной привлекательности проектов на всех фазах их реализации, формирование системы налогообложения, нацеленной на извлечение рентного дохода при сохранении стимулов к инвестированию⁹. Решение этих научных и прикладных проблем служит условием более эффективного использования российских топливно-энергетических ресурсов и роста инвестиционной активности в стране.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Глава 3. Развитие нефтяного сектора на территории ХМАО

3.1.Основные проблемы нефтяного сектора в ХМАО-Югре

      История развития Ханты-Мансийского автономного округа неразрывно связана с добычей нефти: ведь именно с месторождений на территории ХМАО в 60-е годы  ХХ в стране начиналась промышленная добыча нефти. На сегодняшний день в округе добыто более 9 млрд. т. нефти (рекордная 9-миллиардная тонна нефти была добыта в начале июня 2008 г.).

     Регион  на протяжении последних 16 лет обеспечивает около 55 % российской нефтедобычи. Более  того, из 188 млн. т прироста в нефтедобыче  за последние 10 лет на долю ХМАО приходится 60 %.

     Очевидно, что именно от того, как будет  развиваться ситуация с добычей  нефти в крупнейшем регионе, во многом будет зависеть общая картина  по России. Пока можно лишь констатировать факт замедления темпов роста нефтедобычи  в регионе с 2006 г, причем с учетом поправок на ряд новых проектов (Самым, Приобское) добыча на старых месторождениях неуклонно сокращается.