В данный момент в различных регионах России сложилась своя практика развития малого бизнеса. Так, например, в Республике Карелия, почти 60% добывающих предприятий можно отнести к малому бизнесу. Однако, кроме признаков, относящих их к субъектам малого предпринимательства, практически ничего не отличает их от крупных добывающих предприятий. Развитию этих предприятий препятствует наличие большого количества административных ограничений и преград, преодоление которых требует от персонала управления малых предприятий значительных временных и финансовых затрат.
В Республике Татарстан другая практика. Там с 1997 г. создано 28 частных малых предприятий, которые начали разработку 56 мелких месторождений с трудноизвлекаемой нефтью и расположенных вдали от нефтедобывающей инфраструктуры. Успешной работе предприятия способствовала планомерная и экономическая поддержка правительства Республики Татарстан посредством создания благоприятного налогового климата. Уместно вспомнить, что и приватизация в Татарстане проводилась не по «беспредельному» варианту.
Дальнейшее развитие малого и среднего предпринимательства в недропользовании требует от государства содействия в решении накопившихся проблем, в том числе и на государственном уровне, что будет отвечать как частному, так и государственному интересам, которые при разумном государственном подходе должны совпадать.
Однако до настоящего времени действующее законодательство не до конца учитывает особенности недропользования для малого и среднего бизнеса в отрасли. Демократы из СПС и «Яблока» в свое время об этом «позаботились».
Еще одна важная проблема – это утилизация попутных газов. На крупных месторождениях, удаленных от промышленных районов попутный газ нефти (метан) обычно сжигается. Необходимо создавать установки, и даже мини-заводы по утилизации попутного газа, используя наработки наших ученых. По оценкам специалистов такие заводы могут быть сооружены при каждом месторождении в короткие сроки за полтора – два года. В этом случае улучшается экологическая ситуация в регионе добычи нефти, а также частично компенсируются затраты на разработку месторождений. Потенциальная прибыль от переработки попутного газа может составить до 2% от величины продаж извлеченной нефти.
Одной из важнейших проблем является обеспечение экологической безопасности при реализации крупномасштабных проектов освоения нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей и острова Сахалин, а также месторождений Каспийского и Балтийского морей. Эти проекты особенно эффективны в районах, богатых биоресурсами, в том числе - ценными видами рыб и другими объектами водного промысла.
Государственная политика должна это учитывать, равно как и вопросы обеспечения экологической безопасности, последовательное ограничение нагрузки ТЭК на окружающую среду, приближение к соответствующим европейским экологическим нормам.
2.2. Перспективы российской нефтегазовой отрасли
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 и более 90 % добычи газа сосредоточены 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 тонн. 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.
Среди первостепенных факторов, не позволяющих увеличивать добычу газа в России, следует указать на следующие:
- политика «Газпрома», который в условиях существующих внутренних тарифов на газ не заинтересован в развитии внутреннего рынка;
- отставание темпов роста добычи от темпов роста потребления газа;
- необходимость инвестировать серьезные средства в разработку новых месторождений;
- ставка на закупки центральноазиатского газа в ущерб инвестициям в добывающие проекты;
- государственная политика по недопущению иностранных компаний в качестве операторов разработки наиболее перспективных объектов (Ямал, Штокмановское месторождение).
Наконец, следует отметить критическое состояние существующей нефтеэкспортной инфраструктуры и связанную с этим проблему модернизации действующей системы магистральных газопроводов, не говоря уже о монополистическом характере российской газовой отрасли.
В результате воздействия вышеперечисленных факторов потенциал развития добычи нефти может быть рассчитан лишь на несколько лет.
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. К 2010-му российские поставки будут составлять порядка 15 % от объема мирового рынка нефти, а к 2030-му они снизятся до 10 %. Таким образом, с учетом роста мирового потребления доля России на мировом нефтяном рынке имеет тенденцию к снижению.
К 2010 году добыча газа на существующих месторождениях в России стабилизируется, и уже к этому времени дефицит газодобычи в Российской Федерации с учетом роста внутреннего спроса и экспорта может составить 75–150 млрд куб. м.
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.
Наиболее серьезным и актуальным на среднесрочную перспективу является отставание России в технологиях, связанных с производством и транспортировкой сжиженного природного газа. К настоящему времени на международный рынок поступает в сжиженном виде около четверти всего экспортируемого газа, при этом рынок растет стремительными темпами. Не исключено, что к 2017-му СПГ составит прямую конкуренцию трубопроводному газу.