История развития нефтегазового комплекса

В результате коммерциализации и последующей приватизации предприятий, было создано открытое акционерное общество (первоначально Российское акционерное общество) «Газпром». Целью его деятельности, сформулированной в уставе, является обеспечение надежного снабжения газом, газовым конденсатом, нефтью, продуктами их переработки потребителей на территории РФ, а также в ближнем и дальнем зарубежье. В настоящее время ОАО «Газпром» представляет собой естественную монополию, построенную по принципу вертикальной интеграции, то есть имеющую в своем составе все производственные переделы oт геологоразведки до распределения газа. Причем, организации, обеспечивающие выполнение геологоразведочных работ, строительство скважин, добычу, магистральный транспорт, переработку газа и конденсата, имеют 100% участие головного общества в уставных капиталах и имеют форму обществ с ограниченной ответственностью. К ним, прежде всего, относятся шесть газодобывающих обществ (четыре из них имеют в своем составе газоперерабатывающие заводы) и 17 газотранспортных региональных структур. В процессе реструктуризации было создано ООО «Межрегионгаз», отвечающее за организацию торговли газом на внутреннем рынке и странах ближнего зарубежья, а также ООО «Бургаз», объединившее в своем составе буровые организации отрасли. Помимо этого в состав этой группы входят ряд сервисных организаций («Газпромавиа», «Газфлот», «Газсвязь», «Газкомплектимпекс» и др.).

Более чем у 40 организаций  более половины объема уставного  капитала составляет доля ОАО «Газпрома». В эту группу вошли практически  все организации, осуществляющие проектирование объектов газовой отрасли (ВНИПИГаздобыча, Гипрогазцентр, Гипроспецгаз и др.) и их строительство (ОАО «Краснодаргазстрой», ОАО «Ленспецгазстрой», ОАО «Уренгойгазстрой», ОАО «Спецгазремстрой» и др.).

Завершена реорганизация центрального аппарата общества. Для ее построения использована дивизиональная структура, содержащая четыре блока — производственный, маркетинговый, финансовый и социальный. Созданы департаменты и функциональные отделы, предназначенные для решения главных вопросов но названным направлениям.

Помимо ОАО «Газпром»  в рассматриваемой отрасли функционирует  ряд независимых производителей, к числу которых относятся  «ИТЕРА», ЗАО «Пурнефтегазгеология», ЗАО «Стимул», а также производители  газа, обеспечивающие газоснабжение в изолированных районах («Норильскгазпром», «Якутгазпром» и «Сахалинморнефтегаз»).

Реорганизация газовой  отрасли еще не завершена и  в ближайшем будущем предстоит  продолжить организационные преобразования, направленные на преодоление монополизма  и развития внутреннего рынка газа РФ.

Пути совершенствования  управления нефтегазовыми отраслями

Ключевым направлением совершенствования системы экономического регулирования должно стать повышение  гибкости действующей системы платежей при добыче нефти. В результате привязки ставок основных налогов к цене нефти величина собираемых бюджетных платежей находится в сильной зависимости от конъюнктуры мирового нефтяного рынка.

Одним из методов повышения  гибкости действующей системы платежей при добыче нефти является дифференциация НДПИ за счет учета горногеологических и экономикогеографических факторов. 27 июля 2006 года был принят Федеральный Закон № 151ФЗ, предусматривающий понижающие коэффициенты для запасов с выработанностью более 80% и нулевую ставку НДПИ для новых месторождений в ВосточноСибирской нефтегазоносной провинции до момента достижения добычи 25 млн. т, но не более 10 лет с момента выдачи лицензии на право добычи или 15 лет с момента выдачи лицензии одновременно для геологического изучения (поисков, разведки) и добычи полезных ископаемых.

При дифференциации НДПИ необходимо учесть такие параметры, как дебиты скважин, сроки эксплуатации месторождений, их выработанность и  местонахождение, состояние транспортной инфраструктуры и удаленность от НПЗ и рынков сбыта. Коэффициенты дифференциации рассчитываются отношением каждой указанной категории к абсолютной ренте, которая приблизительно приравнивается к постоянной составляющей ставки НДПИ.

Другим методом повышения  гибкости системы регулирования  является применение экономических инструментов, автоматически увеличивающих долю государства при повышении экономической эффективности добычи нефти. В зарубежных странах такие инструменты получили распространение, начиная с 1970х годов. Многие страны (Норвегия, Великобритания) полностью отказались от роялти (валового платежа за добычу) и перешли на дополнительное налогообложение прибыли от добычи нефти.

В соответствии с законодательством  по налогам могут устанавливаться  следующие льготы:

- необлагаемый минимум  объекта налогообложения;

- изъятие из обложения  определенных элементов объекта  налога;

- освобождение от уплаты  налогов отдельных лиц или  категорий плательщиков;

- понижение налоговых  ставок;

- вычет из налогового  оклада (налогового платежа за  расчетныйпериод);

- целевые налоговые  льготы, включая налоговые кредиты  (отсрочку взимания налогов);

- прочие налоговые  льготы.

Важной формой налоговых  льгот служит исключение из налогооблагаемой прибыли частично в виде амортизационных  списаний расходов на приобретение патентов, лицензий и других издержек, связанных с научно-техническим прогрессом. Так, в Италии к этой льготе прибегали в 1994 г. для стимулирования инвестиций, имеющих общенациональное значение. В 1994 и 1995 гг. было предоставлено право снижать налогооблагаемую прибыль на 50% инвестиций, превышающих средний ежегодный объем инвестиций за предшествующий пятилетний период, предпринимательству всех видов.

Особую разновидность  налоговых льгот представляют так  называемые скидки на истощение недр, заметно уменьшающие налогооблагаемую прибыль для отраслей добывающей промышленности. Подобная льгота сыграла важную роль в развитии добывающей промышленности США. Действует она и ныне и заключается в разрешении списывать 15% совокупной выручки от стоимости капитальных вложений (плюс 1% на каждый доллар, когда цена сырой нефти снижается ниже 20 долл. за баррель). По своим размерам скидка может достигать 50% корпорационного налога.

Актуальность данной льготы для российской нефтяной промышленности на сегодняшний день очевидна. Ресурсную основу российской нефтедобычи в настоящее время представляют трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ), удельный вес которых превышает 65% в общем балансе разведанных запасов, а удельные капиталовложения на их освоение кратно превышают их уровень в традиционных условиях. И введение скидки на истощение недр оказало бы стимулирующее воздействие при вводе новых месторождений, в первую очередь, в развитых нефтедобывающих регионах, а также при разработке ТИЗ нефти и ввод в эксплуатацию неработающего фонда скважин (более 35 тыс. единиц). Применение льготы на истощение недр оправдано, поскольку такие предприятия несут гораздо более высокие затраты на тонну нефти.

У российской нефтедобычи  имеется некоторый опыт стимулирования инвестиций через налоговые льготы. Примером того является татарстанский нефтяной регион, который первым стабилизировал в 1995 г. добычу нефти и обеспечил ее дальнейший рост. Это стало возможным благодаря введению в республике дифференцированного налогообложения добываемой нефти. Льготы, гарантированные работающим в Татарстане нефтяным компаниям при добыче нефти из малодебитного, высоко обводненного, нерентабельного фонда скважин, а также при разработке их месторождений и применении высокоэффективных методом увеличения нефтеотдачи пластов, обеспечили за период 19952000 гг. дополнительно порядка 35,5 млн. т углеводородного сырья.

Из всего многообразия налоговых льгот можно выделить наиболее необходимые для нефтяной промышленности: инвестиционная льгота (отмененная с января 2002 г.), скидки на истощение недр, амортизационные списания, связанные с НИОКР, освобождение oт платы за недра, ускоренное списание издержек для малых и средних нефтедобывающих предприятий.

Тема Научно-технический  прогресс в нефтяной и газовой  промышленности

Основные направления научно-технического прогресса в отраслях

нефтяной и  газовой промышленности

Дальнейшее развитие нефтедобычи в условиях ухудшения  качества запасов, роста числа вводимых месторождений с небольшими объемами и трудноизвлекаемыми запасами требует применения новых эффективных технологий добычи, методов увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации разработки залежей. В соответствие с «Энергетической стратегией России до 2020 года» прогнозный уровень добычи нефти предполагается в пределах 360400 млн.т.

Нефтеперерабатывающими  заводами России освоены практически  все известные в мировой практике технологические процессы, однако в  настоящее время среднеотраслевая глубина переработки нефти находится  на уровне 6570%. Главной причиной сложившегося положения является ориентация в развитии данной отрасли на первичные процессы переработки и максимизации производства мазута. Данная политика привела к тому, что вторичные процессы, углубляющие переработку нефти, занимают лишь около 10% по отношению к первичным процессам, что значительно ниже величины данного показателя в развитых странах Западной Европы и США.

На отечественных НПЗ  очень высокая степень износа основных фондов, превышающая 80%, что  обусловлено их неудовлетворительной возрастной структурой и дефицитом инвестиций, направляемых в эту сферу. В связи с этим основные направления развития нефтепереработки связаны с модернизацией и коренной реконструкцией действующих НПЗ, с опережающим наращиванием мощностей вторичных процессов, повышением качества нефтепродуктов, обеспечение сырьем нефтехимической промышленности.

Энергетической стратегией РФ предусматривается увеличение объемов  переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220225 млн. тонн в гол с параллельным ростом глубины переработки до 7580% в 2010 г. и 85% к 2020 г.

Ситуация, сложившаяся  в настоящее время в сырьевой базе газовой промышленности, значительно  благоприятнее, чем в нефтяной промышленности. В России разведанные запасы природного газа, равные 47 трлн. м. куб., сосредоточены  в 770 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, из которых 338 с разведанными запасами 21,6 трлн. м. куб. вовлечены в разработку, а 73 подготовлены к промышленному освоению. Большая часть запасов (92%) находится на суше и лишь 3,8 трлн. м3 на море. Особенность их географического размещения заключается в том, что 78% находится в пределах Западно-Сибирского региона, 10% в Европейской части РФ, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке 4%.

Общие потенциальные  ресурсы, при степени разведанности  территории РФ в 24,5%, оцениваются в 236 трлн. м3. Сырьевой базе газовой отрасли свойственна высокая концентрация запасов, что создает благоприятные условия для вовлечения их в разработку. Так, в 20 уникальных месторождениях (более 500 млрд. м3в каждом) содержится 75% всех запасов (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др.), а в 115 крупных (запасы каждого от 30 до 500 млрд. м3) — 22%. Таким образом, более 90% запасов сосредоточены в месторождениях, ввод в эксплуатацию которых обеспечивает высокие темпы прироста добычи при благоприятных техникоэкономических показателях.

Развитие и расширение внутреннего и внешнего рынков газа требует в соответствие с Энергетической Стратегией доведения уровня добычи газа до 650 млрд. м3 в 2010 году и 700 млрд. м3 в 2020 году.

Согласно прогнозам, с 2007 г. функция основных газодобывающих районов перейдет к новым газовым месторождениям с более высокими издержками на добычу: месторождениям полуострова Ямал и его акватории, месторождениям в акваториях Обской и Газовской губ, Штокмановскому на шельфе Баренцева моря. Свыше 76% добычи газа будет приходиться на новые месторождения. По прогнозам, себестоимость газа, добываемого на новых месторождениях, будет достаточно высока — не менее $812 за 1000 м3 газа.

Одним из крупных районов  газодобычи в период 20102020 гг. станет Восточная Сибирь. Здесь, а также в сопредельных районах Дальнего Востока, добыча газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаядинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), нефтегазокондесатных месторождений в Красноярском крае, а также шельфовых месторождений на Сахалине.

При благоприятных условиях ежегодная добыча газа в Восточной  Сибири и на Дальнем Востоке может  увеличиться по 50 млрд. м3 к 2010 г. и до 110 млрд. м3 к 2020 г. В условиях умеренного и критического вариантов развития ситуации добыча газа на востоке России будет ниже: порядка 2530 млрд. м3 в 2010 г. и 5595 млрд. м3 в 2020 г.

Наряду с освоением  крупных месторождений становится всё более актуальной задача вовлекать в разработку и так называемые малые месторождения газа, прежде всего в Европейской части страны. По имеющимся оценкам, только в трех регионах — Уральском, Поволжском и Северо-Западном — на таких месторождениях можно ежегодно получать до 810 млрд. м3 газа.

В газодобывающем секторе  экономики всё большее значение имеет производство сжиженного природного газа (СПГ). Россия еще только собирается выйти на мировой рынок сжиженного газа. А между тем СПГ — это  единственно возможное средство полномасштабного обращения России на рынке США и стран азиатско-тихоокеанского региона (ТАР), поскольку сетевые поставки газа в данном случае невозможны.