Глава 1. Экономическая интерпритация рентабельности развития нефтяной промышленности в иркутской области

В топливно-энергетическом комплексе России производится 30 % промышленной продукции, формируется 42 % доходной части бюджета, обеспечивается почти половина всех валютных поступлений.

В составе производственного потенциала российского ТЭК более 133 тыс. эксплуатационных нефтяных скважин и 6,4 тыс. газовых скважин, около 47 тыс. км магистральных нефтепроводов, 149 тыс. км газопроводов, 25 нефтеперерабатывающих за­водов мощностью 261 млн. т, 151 угольная шахта, 75 угольных разрезов мощностью 313 млн. т/год. Установленная мощность электростанций составляет 215 млн. кВт [2].

В структуре добычи и производства первичных топливно-энергетических ресурсов доминирует газ (49,6 %), на долю нефти приходится 31,6 %, угля – 11,7 %. В структуре экспорта нефть за­нимает 50,5 %, газ – 45,4 %. Таким образом, в топливно-энерге­тическом комплексе сложилась деформированная структура потребления взаимозаменяемых энергоресурсов с необоснованно широким использованием газа и низкой долей угля.

За последнее десятилетие добыча и производство первичных ТЭР сократились на 25 %. Износ основных фондов в ТЭК превысил 50 %. Ввод новых производственных мощностей сократился в 2–4,5 раза. Объем годовых инвестиций в ТЭК снизился более чем в 3 раза. Несмотря на это ТЭК остается крупнейшей производственной системой России.

В прежней хозяйственной структуре страны топливные отрасли работали в обстановке длительного перенапряжения. По­ложение еще больше усложнилось из-за разрыва производственных связей со смежными отраслями промышленности, падения дисциплины поставок и взаиморасчетов, популистских подходов к решению экологических проблем.

Большой ущерб развитию топливно-энергетического комплекса был нанесен политикой длительного сохранения в стране недопустимо низких цен на энергоносители при неконтролируе­мом росте цен на оборудование, материалы, транспорт и другие работы и услуги [2].

1.1. Добыча нефти и ее сырьевая база

Неуклонный рост нефтяной промышленности в нашей стране в 50–70-х годах достигался в первую очередь за счет открытия и ввода в разработку крупных и уникальных по запасам нефтяных месторождений, эксплуатируемых фонтанным способом. При высоких дебитах и крупных запасах подобное положение обеспечивало устойчивую добычу нефти с очень низкими издержками.

Наиболее высокие темпы роста добычи наблюдались в Волго-Уральском регионе – Татарии, Башкирии, Самарской и Пермской областях. Здесь были открыты и в короткие сроки вве­дены в разработку такие крупные и уникальные по запасам месторождения, как Ромашкинское, Туймазинское, Шкаповское. С 1950 по I960 гг. годовая добыча в регионе выросла с 102 млн. т (27 % добычи по СССР) до 96,1 млн. т (65 % добычи), а к 1965 г. она составила 163,5 млн. т (67,3 % добычи).

В этот же период были открыты крупные месторождения в Оренбургской, Волгоградской и Саратовской областях, а также на севере Коми и на Украине. Возникли новые нефтедобывающие регионы – Удмуртия, Белоруссия, п-ов Мангышлак[2, 12].

Мощный рост добычи, обеспеченный месторождениями Волго-Уральского региона, был превзойден еще более интенсивным развитием нефтедобычи в Западной Сибири. Открытие уникального Самотлорского месторождения, а также целой серии крупных месторождений (Мамонтовского, Усть-Балыкского, Правдинского, Мегионского, Западно-Сургутского и др.) и исключительно высокие темпы их освоения уже к середине 70-х годов вывели Западную Сибирь на первое место по объемам добычи в стране.

Ввод новых крупных месторождений с большими начальными суточными дебитами скважин обеспечил высокие годовые темпы прироста добычи нефти. Наращивание объемов добычи происходило на фоне низких удельных капитальных вложений, основную часть которых составляли затраты на бурение и обустройство эксплуатационных скважин. Если в 1951–1955 гг. 1 м эксплуатационного бурения обеспечивал прирост 20 т нефти, то в 1956–1960 гг. этот прирост составлял 34 т. За 1961–1965 гг. рост эксплуатационного бурения в 1,32 раза обеспечил рост добычи в 1,79 раза, а за 1966–1970 гг. увеличения бурения в 1,38 раза привело к росту добычи нефти в 1,5 раза.

Такое природное изобилие создало иллюзию безграничных возможностей наращивания экстенсивной нагрузки на ресурсную базу.

Результатом форсированного отбора нефти из недр явилось снижение конечного коэффициента нефтеизвлечения. Это было обусловлено нарушением технологически оптимальных темпов отбора нефти из пласта, преждевременными прорывами фронта закачиваемой воды и оставлением в недрах целиковых и застойных зон, извлечение нефти из которых проблематично. Особенно характерным примером «сверхэксплуатации» является разработка Самотлорского месторождения, где по большинству площадей достигнута высокая, почти предельная степень обвод­ненности добываемой жидкости при наличии огромных остаточных извлекаемых запасов нефти около 1 млрд.. т [5].

Предпосылки резкого спада в нефтяной отрасли неуклонно нарастали. Жесткие системы разработки нефтяных месторождений методами заводнения наряду с высокими темпами отработки запасов приводили к быстрому прогрессивному обводнению скважин и падению дебитов нефти. Сокращение добычи нефти было вызвано также естественным истощением запасов. Компенсация потерь добычи нефти могла обеспечиваться за счет увеличения объемов бурения и ввода новых нефтяных скважин.

Ухудшились и другие показатели добычи нефти. Так, если в 1980 г. средний дебит эксплуатируемых скважин составлял 27 т/сут, то в 1985 он уменьшился до 3,18 т/сут, а дебит вводимых новых скважин за этот же период с 40 до 11 т/сут.

Ретроградное движение в нефтяной отрасли не было бы столь стремительным, если бы ресурсно-технологический кризис нефтяной промышленности России не совпал с кризисом экономическим, сопровождавшимся общим падением производства, нарушением хозяйственных связей, реструктуризацией предприятий в целых отраслях.

Крайне негативно сказывается также неэффективная налоговая политика, имеющая явно фискальный характер, ориентированная не на изъятия чистого дохода (прибыли), а на валовые показатели деятельности. Непосредственным результатом такой налоговой системы явилась низкая инвестиционная активность компаний и, как следствие, необеспеченность простого воспроизводства в отрасли, особенно на стадии подготовки запасов. Так, если в 1991 г. кратность восполнения добычи разведанными запасами составляла 2,02 по России в целом и 2,1 для Западной Сибири, то в 1995 г. при существенном снижении добычи, этот показатель составлял соответственно 0,59 и 0,52.

С 1995 г. наметилась тенденция к стабилизации объемов добычи нефти на уровне около 300 млн. т. Характерно, что прак­тически не изменился докризисный объем экспорта (122–127 млн. т) [21].

В 1999 г. добыча нефти в России составила 304,9 млн. т, в том числе по крупнейшим компаниям: ЛУКойл – 53,4 млн. т, Сургутнефтегаз – 37,6 млн. т, ЮКОС – 34,2 млн. т, Татнефть – 24,1 млн. т, Тюменская НК – 20,1 млн. т, СИДАНКО – 19,6 млн. т. Переработка нефти достигла 168,6 млн. т было экспортировано 114,5 млн. т нефти, или 37,6 % от уровня добычи.

Состояние отрасли характеризуется ухудшением качества сырьевой базы: основные нефтегазоносные провинции – Западная Сибирь (добыча 205 млн. т) и Урало-Поволжье (добыча 78 млн. т) – вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Выработанность запасов на действующих месторожде­ниях достигла 53 %, доля трудноизвлекаемых запасов составила 55–60 %.

Под влиянием исключительно благоприятной динамики мировых цен на нефть ее добыча в 2000 г. существенно возросла, составив 323 млн. т, а в 2001 г. достигла уровня 345 млн. т. При этом были приведены в действие лишь организационные факторы, в первую очередь – расконсервация большого количества эксплуатационных скважин.

Для нефтеперерабатывающей промышленности характерно резкое снижение объемов переработки (на 43 % к уровню 1990 г.) и выпуска нефтепродуктов; избыток мощностей по первичной пе­реработке нефти и недостаток по вторичной; крайне высокий износ основных фондов (до 80 %), низкая глубина переработки нефти (63–65 %), что обусловлено потребностями топливного баланса в мазуте [6].

Основой стабильного функционирования нефтяной промышленности является ее достаточно надежная (хотя и существенно различная по геолого-экономическим характеристикам) сырьевая база. Суммарные ресурсы нефти на территории России разведаны на 33 %, на шельфе лишь на 5,5 %. Из общей величины ресурсов 52,4 % приходится на долю Западной Сибири, 17,6 – Восточной Сибири и Дальнего Востока, 19,2 % – шельфовые зоны. Геолого-экономическое качество вводимых в разработку запасов ухудшается. За последние 20 лет дебиты новых эксплуатационных скважин снизились в 4-7 раз. В этой связи для целей лицензирования введена категория запасов пониженного качества, к которым отнесены трудноизвлекаемые запасы, а также запасы мельчайших месторождений [15].