Нефтегазовый комплекс России в условиях формирования инновационной экономики

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

" Кубанский государственный университет"

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Экономический факультет Кафедра мировой экономики и менеджмента Курсовая работа по теме Нефтегазовый комплекс России в условиях формирования инновационной экономики Выполнила:

студент Платонова В.В.

Научный руководитель:

к. э. н. Кочиева А.К.

Краснодар 2014

• Введение
• 1. Структура нефтегазового комплекса
• 1.1 Нефтяная отрасль России 1980;х — начала 1990;х годов
• 1.2 Особенности нефтегазовой отрасли в условиях переходной экономики 1990;х годов
• 2. Характеристика современного российского нефтегазового комплекса
• 2.1 Состояние нефтегазовоо комплекса на сегодняшний день
• 2.2 Анализ экспорта углеводородного сырья из РФ
• 3. Перспективы развития российского нефтегазового комплекса
• 3.1 Освоение российского арктического шельфа: потенциал, перспективы, риски
• 3.2 Характеристика деятельности предприятий ТЭК России по внедрению инноваций
• 3.3 Привлечение иностранного капитала как фактор инновационного развития нефтегазового комплекса
• Заключение
• Список использованных источников

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России является сегодня основой отечественной экономики, предопределяя темпы развития страны, создавая предпосылки для эффективного использования различных видов ресурсов, а также генерируя технологические импульсы для инновационных разработок как внутри отрасли, так и в смежных отраслях.

Нефтегазовый комплекс (НГК) России играет важную роль как в экономическом развитии страны, так и на мировом энергетическом рынке. Производство нефти и газа — наиболее конкурентоспособные отрасли национальной экономики с позиций интеграции страны в систему мировых экономических связей. Нефть и газ являются одним из приоритетных экспортных товаров России. Быстрый рост добычи нефти и ее крупномасштабный экспорт многие годы фактически обеспечивал функционирование и развитие менее прибыльных секторов российской экономики.

Однако, по словам министра природных ресурсов и экологии Юрия Трутнева разведанных запасов России хватит для добычи нефти приблизительно на 25 лет, газа — на 70 лет. Поэтому возникает ряд вопросов: какие действия должны быть предприняты со стороны государства и нефтегазовых компаний, чтобы реформирующаяся структура ТЭК оказала минимум негативного влияния на экономику России? Действительно ли России угрожает так называемая «голландская болезнь»? Каковы инновационные подходы к решению проблемы определения сценария развития?

Целью моей курсовой работы является определение факторов функционирования российской нефтегазовой отрасли в условиях ограниченности соответствующих полезных ископаемых и стремления большинства стран, в том числе и России, к переходу в постиндустриальное общество, экономика которого подкреплена инновациями и интеллектуальными ресурсами.

Для достижения этой цели необходимо выполнение ряда задач:

· рассмотреть условия развития нефтегазового комплекса при переходе от командно-административной экономики к рыночной;

· проанализировать реформирование структуры нефтегазового комплекса;

· оценить состояние НГК на сегодняшний день, выявить ключевые характеристики и проблемы;

· разобрать структуру экспорта для определения позиций РФ на международном сырьевом рынке;

· обозначить основные перспективные направления развития НГК, как экстенсивные, так и интенсивные (инновационные).

нефтегазовый комплекс инновация капитал

1. Структура нефтегазового комплекса

1.1 Нефтяная отрасль России 1980;х — начала 1990;х годов

Особую роль нефть играла в экономике СССР. В значительной степени именно благодаря доходам от нефтяного экспорта, существенно возросшим в условиях мирового энергетического кризиса, к 1970;м гг. Советский Союз создал систему относительной политической и экономической стабильности, смог перейти к осуществлению программ технического перевооружения сельского хозяйства и ряда отраслей промышленности. Форсированной эксплуатацией огромных запасов нефти во многом объясняются основные экономические и политические достижения страны «развитого социализма» в 1970;е гг., а также продолжительное функционирование социалистического лагеря во главе с СССР.

Тем не менее, преодолеть застойные явления в экономике, в полной мере проявившиеся уже в 1970;е гг., лишь за счет нефти не представлялось возможным. Несмотря на то, что в 1980;е гг. (начиная с 603,2 млн т в 1980 г.), за исключением 1985 г., Советский Союз ежегодно добывал не менее 600 млн т нефти, экономические проблемы стремительно нарастали. Во второй половине 1980;х гг. на фоне неудачных попыток реформирования советской экономики в годы «перестройки» они многократно усилились.

Стремясь компенсировать растущие экономические потери, советское руководство делало все большую ставку на расширение нефтедобычи, на повышение доходов от экспорта нефти. Однако это дало лишь кратковременные результаты. В 1987 г. в СССР было добыто 624 177 тыс. т, а в 1988 г. — 624 326 тыс. т нефти [Нефтяная промышленность Российской Федерации, 1995: справочник / Нефтяная компания «Роснефть»; Всерос. НИИ орг., управления и экономики нефтегазовой пром-сти; под общ. ред.В. И. Бараза и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. C.23]. В это время страна являлась абсолютным мировым лидером нефтедобычи, добывая нефти вдвое больше, чем Саудовская Аравия.

Экономическая ситуация, сложившаяся к лету 1990 г., характеризовалась заметным снижением темпов роста промышленного и сельскохозяйственного производства (начавшимся в 1988 г.), перешедшим в экономический спад, углублявшийся с каждым месяцем. Эти негативные тенденции в полной мере затронули и нефтяную промышленность, где в решающей степени — под влиянием резкого падения цен на нефть на мировом рынке, также начался постепенный спад. В 1989 г. в СССР было добыто всего 607 254 тыс. т, что было ниже уровня 1981 г. В 1990;1991 гг. масштабы падения оказались еще более заметными (добыча 570 468 и 515 530 тыс. т, соответственно) [Нефтяная промышленность Российской Федерации, 1995: справочник / Нефтяная компания «Роснефть»; Всерос. НИИ орг., управления и экономики нефтегазовой пром-сти; под общ. ред.В. И. Бараза и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. C.23].

Общая ситуация в экономике, построенной в значительной степени за счет нефтедобычи, становилась все более неблагоприятной. В начале 1990;х гг. наметились заметные критические перехлесты, моменты явной недооценки значимости развития сырьевого сектора для подъема экономики. В их основе, прежде всего, лежало непонимание широких экспортных возможностей нефтяной отрасли для технического перевооружения экономики страны в целом.

При продуманном политическом курсе СССР объективно имел все возможности для того, чтобы использовать преимущества, которыми он обладал в сфере нефтедобычи. Даже в условиях кризиса добыча нефти оставалась весьма значительной. Одновременно страна располагала мощными запасами нефти. Если исходить из того, что, согласно правилам Госплана, полагалось иметь неснижаемый резерв подтвержденных запасов на 30 лет при сохранении текущего уровня добычи, по оценкам ряда специалистов, в 1990 г. запасы составляли порядка 15 млрд т.

Потенциал нефтяной отрасли оставался, безусловно, значительным. Запасы нефти (как, впрочем, и другого сырья), реально существовавшая возможность использования доходов от ее экспорта для развития других отраслей позволяли добиться весьма многого. С учетом сложившейся ситуации курс был взят на создание единого нефтегазового комплекса.3 августа 1989 г. Министерство нефтяной промышленности СССР было преобразовано в Министерство нефтяной и газовой промышленности СССР.

Отраслевые руководители хозяйственники-практики также видели перспективы развития отрасли в усилении концентрации. Однако, особенно под влиянием общего перехода к реформам рыночного типа, они все более склонялись к мысли о целесообразности развития по типу крупных зарубежных компаний. Между тем к началу 1991 г. положение отечественной экономики стало катастрофическим. Так, практически полностью были исчерпаны последние остатки централизованных валютных ресурсов. Таким образом, «нефтедоллары» уже не спасали ситуацию.

В начале 1991 г. отрасль находилась в глубоком кризисе и пыталась устоять под напором бессистемных реформ. В этой ситуации М. С. Горбачев порекомендовал: «создать две самостоятельные нефтяные компании по примеру американских — в Сургуте и Нижневартовске, пусть они и соревнуются между собой» [Долгая дорога к нефти. Публицистическое повествование о становлении коллектива ОАО «Сургутнефтегаз». Сургут: Сев. — Сиб. регион. кн. изд-во, 2002. C.318]. Так, смешение идей привычного социалистического соревнования и «американского опыта» впервые привело к постановке на высшем уровне вопроса о структурном реформировании отрасли путем ее расчленения на отдельные компании.

Одним из первых шагов Правительства РСФСР во главе с Президентом Б. Н. Ельциным стало стремление поставить под контроль нефтяную отрасль, гарантирующую валютные поступления. В понимании российского руководства — это было важное условие для скорейшего достижения Россией экономической самостоятельности и возможности проводить собственный, независимый от Правительства СССР, экономический и политический курс. Однако нельзя не согласиться и с тем, что для экономики, в том числе и для нефтяной отрасли, в канун распада СССР это было уже не столь существенно. В политике правительства, ориентированного, прежде всего, на использование финансовых и ценовых рычагов, главное значение приобрели мероприятия по либерализации цен (Указ Президента «О либерализации цен» от 3 декабря 1991 г.) [Экономическая политика Правительства России. М.: Республика, 1992. С. 15−16.].

В данной ситуации большое значение приобрел вопрос о ценах на энергоресурсы, в том числе нефть. Инфляционная волна, захлестнувшая отрасль в 1992 г. в целом, не ушла и в 1993 г. Средние оптовые цены на нефтепродукты по России неуклонно росли (табл. 1).

Таблица 1. Цены в 1991;1993 гг. (без НДС и транспортных расходов, руб. /т)

Стремительно растущие цены на нефть и нефтепродукты подрывали реальный сектор экономики страны, бумерангом ударяя и по самой отрасли, характеризующейся устойчивым падением как объемов нефтедобычи, так и всего комплекса показателей развития (особенно качественных) (табл. 2).

Таблица 2. Основные показатели развития нефтяной промышленности России

Приведенные данные показывают не только значительные масштабы падения нефтедобычи, но и еще более существенное ухудшение качественных показателей (снижение производительности труда, повышение энергоемкости и пр.).

Результаты вхождения России в полосу экономических реформ оказались для отрасли по-настоящему разрушительными. После пиковых точек нефтедобычи в России в 1987;1988 гг. (569 млн т и 568 млн т, соответственно) наступила полоса колоссальных объемов падения. Неуклонное сокращение привело Россию к уровню в 301 млн т в 1996 г. Таким образом, результатом «перестройки» и радикальных рыночных реформ стало фактически двукратное сокращение добычи нефти. Существенно ухудшились и основные показатели качественного плана. Неуклонно сокращались объемы вновь разведанных запасов, росла выработанность действующих месторождений, возрастала роль мелких и средних месторождений. За 10 лет число вновь открываемых месторождений снизилось в 2,5 раза. Во вновь открытых — доля средних и крупных сократилась в 4,5 раза. При этом средний дебет действующих скважин за это же время снизился примерно в 5−6 раз [Перчик А. И. Возрастание значимости малых нефтедобывающих компаний // Нефть и бизнес. 1997. № 4. C.9].

Главной причиной отмеченных негативных изменений стала общая дезорганизация российской экономической и политической жизни. При этом падающая эффективность практической деятельности в сфере управления нефтяной отраслью в эпоху перестройки была лишь закреплена и усилена после «ухода» государства из сферы управления хозяйственной жизнью в 1992 г.

Мощная централизованная отрасль в одночасье лишилась перспектив развития, превратившись исключительно в объект эксплуатации. С одной стороны, государство рассматривало ее теперь исключительно в качестве донора бюджета. Причем, в отличие от советского времени, оно резко ограничило капиталовложения, выделявшиеся для развития отрасли. С другой стороны, отрасль привлекла внимание «деловых людей», начавших ее раздел в ходе перехода к программам приватизации.

Безучастие государства и рост частной инициативы были дополнены процессами регионализации. Нефтяной фактор стал принципиально важным не только для устойчивости бюджета, но и для сохранения российской государственности. После распада СССР он оказался в основе движения за «суверенизацию» уже в российских регионах. На фоне фактического выпадения в 1992;1993 гг. из российского пространства Чечни значительно осложнилась политическая ситуация в Татарии, Башкирии и пр.

Важно учитывать и то, что центробежные процессы, разрушавшие прежнее отраслевое единство, объективно играли на руку зарубежным нефтяным гигантам, заинтересованным в устранении с мирового рынка серьезных игроков.

Понимание чрезвычайной опасности негативных тенденций развития нефтяной отрасли, набиравших силу с конца 1980;х гг., с одной стороны, и стремление сохранить свое влияние на отраслевое развитие — с другой, в начале 1990;х гг. привело к значительной активизации наиболее креативной части отраслевых хозяйственных руководителей.

В частности, одним из инициаторов структурной перестройки нефтяной отрасли стал В. Ю. Алекперов, в 1990;1991 гг. являвшийся заместителем, а затем первым заместителем министра нефтяной и газовой промышленности СССР. Он выступил за создание крупных нефтяных компаний, объединяющих предприятия всей технологической цепочки — «от скважины до бензоколонки», по примеру западных компаний. В 1991 г. В. Ю. Алекперову удалось заключить договор трех крупных нефтедобывающих объединений Тюменской области, а также Пермского, Волгоградского, Новоуфимского и Мажейкяйского нефтеперерабатывающих заводов. Из названий нефтедобывающих предприятий было составлено название нефтяного концерна: «Лангепас-Урай-Когалымнефтегаз» (ЛУКОЙЛ). В число учредителей концерна вошли также Главснаб Правительства Москвы и СП «Юралс». После долгих согласований в апреле 1992 г. был утвержден Устав концерна. Вслед за этим, в рамках планировавшейся приватизации, практически сразу началась и работа по преобразованию концерна в акционерное общество открытого типа [Гольман А. И. Родина ЛУКОЙЛа. [Б. м.], 2001].

Формирование системы нефтяных корпораций поддержали и другие крупнейшие руководители российской нефтепромышленности. Данный курс становился для них особенно привлекательным в контексте перспективных планов разгосударствления отрасли.

Магистральное перспективное направление развития по пути акционирования и последующей приватизации нефтяной отрасли в 1992;1993 гг. актуализировало вопрос о порядке ее реструктуризации. Эта проблема стала особенно острой в контексте впервые разработанной в России в 1992 г. энергетической стратегии, в рамках которой официально был взят курс на демонополизацию отрасли.

Однако в среде нефтепромышленников была выработана альтернативная линия. В условиях, когда государство практически перестало заботиться об инвестициях в отрасль, ставка была сделана на ее внутренние ресурсы, оптимизацию организации отрасли на основе выделения в самостоятельные компании преимущественно крупных хозяйственных субъектов.

Весной-летом 1992 г. крупнейшие предприятия топливно-энергетического комплекса и ведущие специалисты Министерства топлива и энергетики подготовили проект указа о преобразовании некоторых российских объединений нефтедобычи и нефтепереработки в акционерные общества открытого типа. Согласно этому проекту, в России должны были возникнуть три нефтедобывающие трастовые акционерные компании — «Роснефть», «ЮКОС» и «ЛУКОЙЛ». Не менее 49% акций этих АО планировалось оставить в течение трех лет в федеральной собственности (держатель акций — Госкомимущество России) [Советская Россия. 1992.3 нояб.].

Однако в конечном счете наиболее крупный объект («Роснефть») государство все же решило оставить под собственным контролем. «Роснефть» стала государственным предприятием, которое в 1992 г. объединило 24 крупнейших нефтяных объединений. Наряду с ним возникли три крупные корпорации «ЛУКОЙЛ» (Когалымнефтегаз, Лангепаснефтегаз и Урайнефтегаз), «Сургутнефтегаз» и «ЮКОС» (база — Юганскнефтегаз). Помимо них появились также новые игроки в лице более мелких компаний АП «Черногорнефть», АО «Кондпетролеум» и относительно небольшой «Арктикморнефтегазразведки». Особняком в этом ряду стояла фактически выведенная (в связи событиями в Чечне) за рамки общероссийского пространства «Грознефть» .

В 1992;1993 гг. было в основном осуществлено и непосредственное акционирование. Причем в ходе процессов акционирования государственных нефтяных и нефтеперерабатывающих объединений и предприятий, государство, в целом, сохранило общий контроль над отраслью Таким образом, деструктивные политические процессы, углубление кризиса экономики страны на рубеже 1980;1990;х гг. поставили нефтяную отрасль в крайне тяжелое положение, потребовавшее реформ. Качественные изменения 1992;1993 гг. были связаны с тем, что в отличие от М. С. Горбачева, российское руководство открыто провозгласило курс на переход к рыночной модели. Был избран стратегический курс на образование в отрасли крупных корпораций, что, как показывает мировой опыт, представляет собой наиболее эффективную форму организации.

1.2 Особенности нефтегазовой отрасли в условиях переходной экономики 1990;х годов

Эволюция нефтегазового комплекса РФ в 1990? е гг., как и государственная политика в этой сфере, носили крайне противоречивый характер. Две составляющие нефтегазового комплекса (НГК) — нефтяная и газовая — в 1990? е гг. пошли совершенно разными путями развития. В ноябре 1992 г. Государственный газовый концерн «Газпром» преобразовывался в Российское акционерное общество «Газпром» [ОАО «Газпром» [Электронный ресурс] - URL: http://www.politika. su/raznoe/gazprom.html], в 1998 г. переименованное в ОАО «Газпром». Лидеры отрасли сумели убедить Правительство РФ в уникальности отрасли, с самого начала развивающейся в качестве единого технологического и организационно-экономического механизма. В начале 1990? х гг. газ стал лидером экспортных продаж.

Во многом обусловило эту роль именно сохранившееся в РАО «Газпром» централизованное государственное управление. В 1999 г.35% акций ОАО «Газпром» были закреплены в федеральной собственности. Этот выбор, по оценкам одних исследователей и экспертов, в 1990? е г. обеспечил не только жизнедеятельность отрасли, но во многом способствовал предотвращению развития кризисной социально-экономической ситуации в катастрофическую, а в дальнейшем обеспечил более стабильное развитие страны. По оценкам других, газовая отрасль, в отличие от нефтяной, лишь формально оставалась под контролем государства и сохраняла прежнюю монопольную структуру.

Однако «Газпром» обязан был обеспечить надежное газоснабжение потребителей внутри страны, поставки газа по межгосударственным и межправительственным соглашениям за пределы России. Сохранялись низкие цены на газ для внутреннего рынка, фактически предусматривалась возможность не платить за него. Это, действительно, позволило уцелеть тысячам производственных предприятий и сохранить тепло в домах десятков миллионов россиян, но одновременно обусловило инвестиционный дефицит в газовой отрасли, который был преодолен только в середине 2000? х гг. В 1992 г. добыча нефти в России составляла еще 399 млн т, в 1995 г. — 307 млн т [Россия в цифрах 2007: краткий статистический сборник. — М., 2007, с. 207]. Снижался уровень ее переработки на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), сокращались объемы эксплуатационного бурения, дебиты нефтяных скважин, прирост запасов нефти, выросло число бездействующих скважин.

Повышалась обводненность продукции из-за недопустимо высоких темпов разработки наиболее крупных и высокоэффективных месторождений. Недостаточным было финансирование геологоразведочных работ, недопустимым — уровень изношенности фондов (в 1997 г. в нефтедобыче он составлял 54%, в нефтепереработке 77%, в газодобыче — 42%, в газопереработке — 78%) [Архив Государственной Думы Федерального Собрания РФ (Архив ГД ФС). — Ф.10 100. — Оп.14. — Д.3740, л.109]. Такое состояние было обусловлено в первую очередь тем, что за годы реформ в машиностроении было потеряно до 80% промышленного производства. В общей сложности доля импорта в закупке оборудования для нефтегазового комплекса и угольной промышленности, по данным Минтопэнерго России, достигла 35%.

Одним из самых сложных стал для экономики в целом, и для НГК в частности, 1994 год. Негативное влияние на положение в отраслях теплоэнергетического комплекса (ТЭК) оказал крупный просчет, допущенный в прогнозе развития экономики РФ. Вместо предполагаемого падения промышленного производства на 8% фактические темпы спада оказались в 2,6 раза выше, что привело к резкому сокращению потребления энергоресурсов. Еще в большей степени сократилась платежеспособность потребителей, которые во многих случаях смогли оплатить менее половины использованных энергоресурсов. В связи с этим в НГК резко обострилась проблема сбыта произведенной продукции. Особенно крупные сокращения капиталовложений наблюдались в нефтедобывающей промышленности — на 53,6% к уровню 1993 г. Вместе с тем, по предприятиям нефтепереработки и в РАО «Газпром» намечавшаяся программа инвестиций была выполнена на 107,8% и 105,2% соответственно. Но оказалась полностью сорванной годовая программа ввода в действие магистральных нефтепроводов, компрессорных станций для транспорта попутного нефтяного газа (ПНГ), мощностей по его переработке. Создалась реальная угроза утраты стабилизирующей роли топливно-энергетического комплекса в экономике страны и превращения его в мощный источник ускорения распада всех сфер экономики и усиления дезинтеграционных процессов.

Выход из создавшейся ситуации виделся в скорейшей реструктуризации отрасли, предполагавшей создание на базе Министерства нефтяной промышленности, а затем и его правопреемницы — корпорации «Роснефтегаз», частных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК). В нефтегазовой отрасли устанавливалось три вида предприятий: предприятия, вовлеченные в производство, переработку и распределение; интегрированные компании; транспортные компании. На первом этапе образования ВИНК значительная доля в акционерном пакете принадлежала государству. В 1997 г. доля государственной собственности в нефтяной отрасли снизилась. К началу 1999 г. было создано 15 вертикально интегрированных компаний, в федеральной собственности были закреплены пакеты акций шести нефтяных компаний. Основная часть добычи нефти приходилась на отечественные ВИНК, но положение в отрасли оставалось сложным. Характерной особенностью нефтяной отрасли в целом являлось чрезмерное количество слабых компаний с низкой капитализацией. Во многом судьба нефтяных компаний определялась «политическим весом» возглавивших их фигур, в основном крупных функционеров профильных структур бывшего СССР. Особым образом шло формирование собственности так называемых региональных компаний, прежде всего ОАО «Татнефть» и ОАО «Башнефть». Контрольные пакеты акций данных компаний формально находились в руках государства в лице органов власти соответствующих республик.

До сих пор оценки процесса реструктуризации нефтяной отрасли весьма неоднозначны. Возможно, главной причиной этих преобразований являлось развитие НГК в условиях нарастающего кризиса. Таким образом, предполагалось обеспечить управляемость при минимизации бюджетных средств, поступление налогов, привлечение инвестиций, конкурентоспособность на мировых рынках. Между тем значительное падение добычи нефти свидетельствовало о тяжелейшем упадке. В 1997 г. из нефтеносных пластов извлекалось не более 25−40% нефти [Архив ГД ФС. — Ф.10 100. — Оп.14. — Д.3760, л.99].

Причинами такого положения стали: общий кризис экономики страны; снижающийся спрос; ухудшение сырьевой базы; длительное поддержание низких цен на энергоносители; жесткая налоговая система (налоговая составляющая в этот период в цене нефти достигала 50−60%, в нефтепродуктах — до 75%); отсутствие достаточных инвестиций; рост текущих кредитных задолженностей; проблема неплатежей и др. Огромное влияние на функционирование отрасли оказывал мировой нефтяной рынок, процессы глобализации. В ряду острейших проблем был инвестиционный кризис. Инвестиции в основном осуществлялись под контракты на продажу газовой продукции и под маркетинговые независимые заключения (с долевым участием ОАО «Газпром»). Между тем наличие финансовых средств у банков и финансовых структур не означало их заинтересованности в производственных инвестициях, поскольку существовали более прибыльные альтернативные направления вложения средств. Долгосрочные кредиты коммерческих банков в экономику составляли в 1995 г.4% от общего объема кредитов [ГА РФ. — Ф.10 066. — Оп.1. — Д.365, л.18].

Реформирование нефтяной промышленности имело под собой проработанную базу, формирование которой началось еще летом 1990 г. и в августе-сентябре 1991 г. до юридического оформления распада СССР. В нефтяной отрасли создавались концерны, корпорации, ассоциации.

21 февраля 1992 г. был утвержден один из основополагающих для НГК РФ Закон № 2395−1 «О недрах», который закреплял права собственности на недра и содержащиеся в них полезные ископаемые у государства. Согласно ему хозяйствующие субъекты для осуществления разведки и добычи углеводородного сырья должны были получать лицензии. К июню 1992 г. под эгидой Минтопэнерго была разработана и утверждена Правительством РФ Концепция по приватизации и реформированию предприятий нефтяной и газовой промышленности РФ. В этом документе были сформулированы основные принципы и критерии реструктуризации нефтяной отрасли промышленности и формирования нефтяных компаний.

В последующие годы нормативно-правовая база в сфере НГК дополнялась законодательными актами, определившими порядок использования природных ресурсов государством и бизнесом на федеральном и региональном уровнях, постановлениями, касающимися налогообложения и др. При их разработке использовался опыт рыночных экономик, закреплялось право недропользования на основе лицензий, определялся аукционный и конкурсный характер предоставления лицензий, предусматривался платный срочный характер получения прав на пользование недрами, в указанных актах содержались и антимонопольные требования в сфере поиска, разведки и разработки полезных ископаемых.

1990;е гг. характеризовались активной борьбой хозяйствующих субъектов за право обладания лицензиями на новые участки. Затем выдача лицензий из нераспределенного фонда стала проводиться через систему конкурсов и аукционов.

Выжить в тяжелых условиях переходного периода части российских предприятий позволили международные стратегические альянсы. В виде совместных предприятий они появились в начале 90? х гг., но оказались во многом неравноправными для наших предприятий, так как создавались для менее затратного вхождения зарубежных компаний на российский рынок. Затем потребность в российском партнере отпадала, предприятие либо поглощалось, либо отношения прерывались. В середине 90? х гг. XX в. часть холдингов организовывалась через разукрупнение предприятий, дочерних структур, другая — через покупку других предприятий. Инициатива правительства по созданию холдинговых структур в жизнеобеспечивающих и экспортоориентированных отраслях обусловила возникновение крупных бизнес-групп, наиболее значительными из которых стали РАО «ЕЭС России», «Газпром», «Юкос» и «Лукойл» .

Сотрудничество российской нефтяной отрасли с иностранными корпорациями способствовало решению острых финансовых проблем на начальном этапе становления рыночной экономики. В отрасли наиболее распространенными формами явились: добывающие компании со 100% иностранным капиталом; совместные предприятия иностранных и российских компаний (СП). Другой формой являлось осуществление иностранных инвестиций на условиях соглашений о разделе продукции (СРП). Неоднозначно оцениваемый Закон «О соглашениях о разделе продукции» от 30 декабря 1995 г., в основе которого — мировой опыт пользования недрами на основе концессий, давал весьма ощутимые льготы инвесторам. Анализ архивных документов показал, что представители левых фракций Государственной Думы весьма остро реагировали на подобные меры. Проверка, проведенная счетной палатой, позволила ей заключить, что Закон «не обеспечивает гарантий развитию национальной промышленности» [Архив ГД ФС. — Ф.10 100. — Оп.14. — Д.3768, л.43]. В ноябре 1998 г. в РФ корректировались законодательные акты в рамках подготовки закона о концессионных соглашениях.

В 1990;е гг. шел процесс объединения в финансово-промышленные группы (ФПГ), в том числе межгосударственные, со странами СНГ, которые обеспечивали предприятиям определенную стабильность, взаимоподдержку, использование госструктур в своих интересах. Курс на формирование в российской экономике крупных интегрированных структур с участием банковского и промышленного капитала был взят еще в 1993 г. К 1999 г. функционировало уже 84 ФПГ, примерно 10% из них являлись транснациональными, 7% - межгосударственными, 25% - межрегиональными, 58 — региональными [Архив ГД ФС. — Ф.10 100. — Оп.14. — Д.3765, л.28]. В 2005 г. действовало 100 ФПГ, на их долю приходилось 50% всего промышленного производства. Изученные документы продемонстрировали, что финансовое звено ФПГ являлось чрезвычайно слабым и неэффективным. В отсутствие понимания инвесторами ясной картины структуры капитала в ФПГ, разноплановости стратегий, неэффективного менеджмента оставалось мало надежд на предоставление инвесторами финансовых средств.

Таким образом, на этапе с середины 1990;х гг. до 1998 г., традиционно характеризуемый как олигархический, складывался крупный частный сектор экономики в торговле, в финансовой сфере, в сырьевых отраслях. Механизмом его формирования явились залоговые аукционы 1995;1996 гг. Экспертная оценка капитализации нефтяных компаний за период, предшествующий началу проведения залоговых аукционов, свидетельствует о том, что упущенная выгода из-за недооценки акций только нефтяных компаний составила $ 95,7−423,2 млрд (при оценке в соответствии с общепринятыми методиками $ 1−5 за баррель разведанных запасов) [Архив ГД ФС. — Ф.10 100. — Оп.14. — Д.3760, л.12].

Этот процесс не обеспечил экономической стабильности, но обусловил новый передел госсобственности и взаимопроникновение финансовой и политической элит. Доля предприятий, находящихся в государственной собственности, в общем объеме промышленной продукции была наиболее высока в машиностроении и металлообработке (17,2%), химической и нефтехимической промышленности (10,4%), электроэнергетике (8,9%). К началу 1998 г. в государственной форме собственности осталось только каждое сорок третье предприятие, на долю которых приходилось около 8% общепромышленного производства. Ссылки реформаторов на низкую эффективность государственных предприятий, впоследствии обанкротившихся и приватизированных, как показывает анализ соответствующих документов, в большинстве своем являются не вполне правомерными. В 1996 г. производительность труда была высокой у предприятий со смешанной формой собственности, особенно с иностранным участием, низкой — у предприятий государственных, общественных организаций и частных. Но смешанные предприятия работали в основном в сфере малого бизнеса, а государственные предприятия, несмотря на катастрофический спад, проявили невероятную устойчивость, используя все известные еще в советский период способы выживания и адаптации, сумели постепенно восстановиться. Причем госсектор, по разным причинам, покинули самые эффективные предприятия. В целом объемы производства снижались до конца 1998 г., причем в течение 3−4 лет после начала «радикальных реформ» это снижение носило обвальный характер.

2. Характеристика современного российского нефтегазового комплекса

2.1 Состояние нефтегазовоо комплекса на сегодняшний день

Результаты деятельности нефтегазового комплекса в настоящее время являются основной базой для формирования платежного баланса нашей страны, поддержания курса национальной валюты, в том числе имеют ключевое значение для преодоления кризисных явлений.

Деятельность нефтегазового комплекса в 2011 г. принесла весьма плодотворные результаты: было сформировано 54% доходов бюджета, 20,7% ВВП и более 70% экспорта [Ларченко А. В. Лекция 2. Природные предпосылки социально-экономического развития России // gendocs.ru. 2011 г. URL: http://www.gendocs.ru/v25824/? download=2]; добыто 670,5 млрд м3 газа и 511,4 млн т нефти и газового конденсата; объем поставок нефти на переработку внутри страны составил 192,5 млн т, внутреннее потребление газа — 363,9 млрд м3; отправлено на экспорт 242 млн т сырой нефти, 204 млрд м3 газа и 125 млн нефтепродуктов. Доходы государства от этого вида экспорта составили почти 322 млрд долларов [Струкова Е. Россия топит мир: экспорт нефти и газа из РФ снова бьет рекорды за 2011 год // РБК. 2012. URL: http://top. rbc.ru/economics/07/02/2012/636 603. shtml]. Среднегодовая стоимость российской нефти марки Urals составила в 2013 г. $ 109 за баррель, средние контрактные цены на российский природный газ $ 410 тыс.

Нефтегазовый комплекс России порождает один из максимальных инвестиционных мультипликативных эффектов, т. е. создает высокий спрос на продукцию сопряженных с ним отраслей. Степень развития сопряженных отраслей характеризуется показателем мультипликации. В развитых странах величина мультипликатора составляет: в Норвегии — 1,6−1,7, США — 2,1, Австралии — 1,8−2,4. В России «нефтегазовый» мультипликатор равен 1,9, что соответствует уровню нефтедобывающих промышленно развитых стран [Фадеев А.М., Череповицын А. Е., Ларичкин Ф. Д. Устойчивое развитие нового добывающего региона при реализации нефтегазовых проектов на шельфе Арктики // Экономические и социальные перемены: факты, тенденции, прогноз. — 2012. — № 1 (19). — С.33−37.].

Из мировой практики известно, что при реализации крупных нефтегазовых проектов примерно 80% из общего объема работ приходится на долю поставщиков для нефтегазовой отрасли: металлообрабатывающие компании, сервисные, транспортные и другие; поставщики оборудования и металлоконструкций, строительных материалов, спецодежды, а также научные и образовательные учреждения и многие другие. Основной эффект от развития нефтегазового комплекса ощущают «добывающие», «обрабатывающие», «машиностроительные» регионы, электроэнергетика, строительная индустрия страны. А косвенный дополнительный эффект получается в виде роста налогооблагаемой базы, создания новых рабочих мест, увеличения платежеспособного населения и т. д. А также необходимо добавить, что в современной экономике нефтегазовый сектор выступает в качестве одного из генераторов спроса на высокотехнологичную и наукоемкую продукцию.

Для экономики страны нефтегазовый комплекс имеет особое значение: Россия является самым большим по площади (17,1 млн км²) государством на земле, что составляет 11,5% площади суши. Свыше 60% территории России относится к зоне Крайнего Севера и приравненных к нему территорий (Европейский Север и почти вся азиатская часть страны). На Севере расположено около 80% промышленных запасов нефти и почти весь добываемый газ. В настоящее время Север является зоной стратегических интересов России. Такая «северность» страны требует использования огромных финансовых, материальных и человеческих затрат для обеспечения на приемлемом уровне проживания и хозяйственной деятельности населения в столь неблагоприятных природных условиях.

Структура национального хозяйства страны имеет высокий удельный вес ресурсоемких отраслей и слабую государственную политику в области ресурсосбережения. На долю России приходится от четверти до трети мирового объема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ). В результате чего бюджет страны теряет около 20 млрд долларов ежегодного дополнительного дохода. Все это относится к источникам гигантских перерасходов топлива и сырья. Электроемкость и энергоемкость ВВП России соответственно в 3,5 и 8,8 раза выше этих показателей по отношению к европейским странам и Японии. Россия тратит на энергоносители от 25 до 30% ВВП, в то время как США — не более 6−7%, а европейские страны и Япония — еще меньше [Забелло Е. Россия ежегодно сжигает 20 млрд долларов // РБК. 2012. URL: http://top. rbc.ru/ economics/ 20/03/2012/ 642 471. shtml].

Нефтегазовая отрасль России в настоящее время представлена вертикально-интегрированными компаниями (ВИНК), созданными в 1990;е гг., а также (ННК) — независимыми нефтяными компаниями: средними и малыми. К середине 2013 г. добычу нефти в России осуществляли около 325 организаций, в том числе 145 из них входят в структуру вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК), а также 177 независимых добывающих компаний, 3 компании работают на условиях соглашений о разделе продукции. Свыше 90% всей добычи нефти и конденсата в России приходится на восемь ВИНК.

Сырьевую базу нефтегазовой отрасли формируют около 1500 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, 800 из которых находятся в разработке [Шмаль Г. И. Как помочь «нефтедонору» // Росссийская Федерация сегодня. 2011]. Источниками финансирования ведущих ВИНК выступают собственные средства — от 60−90%, нехватку финансовых ресурсов компенсируют за счет привлечения заемных средств (как правило, оффшорные средства, заработанные в России).

В составе нефтеперерабатывающей промышленности сегодня действует: 27 заводов (НПЗ) с суммарной мощностью по первичной обработке нефти 253 млн т в год, 200 мини-НПЗ и 6 специализированных заводов по выпуску специальных масел и смазок. Основным видом транспорта нефти и нефтепродуктов являются магистральные трубопроводы, в настоящее время на территории России эксплуатируется около 48 тыс. км нефтепроводов, 24 тыс. км нефтепродуктопроводов [Дунаев В.Ф., Шпаков В. А., Епифанова Н. П. и др. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. 3-е изд., испр. и доп. — М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. — 305 с.].

При этом стоит заметить, что в нефтегазовом комплексе существует ряд проблем, которые предстоит решать для улучшения работы всего комплекса.

Во-первых, Россия занимает одно из последних мест в мире по уровню нефтепереработки. Заводы требуют капитальной реконструкции, степень износа основных фондов превышает 80%, некоторые из них были построены в начале 1940;х гг., другие — после войны. Заводы имеют мало вторичных процессов, углубляющих переработку нефти, которые занимают 10% по отношению к первичным, отсюда и большие отходы, низкий выход светлых продуктов. Главной причиной такого положения является длительная ориентация данной подотрасли на первичные процессы переработки и максимизацию производства мазута.

Однако в мировой практике производства нефтепродуктов ситуация другая. В США выпускают 75−80% светлых продуктов, где из 1 т нефти выходит 420 л бензина, в России — только 140 л. Обобщающий коэффициент Нельсона, показывающий эффективность нефтепереработки, в России равен 4,2−4,3, в США — 11, в Европе — более 9. На всех НПЗ стопроцентная загрузка мощностей, глубина переработки 90−95%. В Европе стоит вопрос о переходе с бензина марки АИ-95 на АИ-98. Почти все нефтедобывающие страны в мире ставят нефтепереработку основной стратегией компаний. Например, Саудовская Аравия увеличила свои перерабатывающие мощности на 80%, в США перерабатывают в два раза больше, чем добывают, и построено уже 147 НПЗ. Китай добывает 180 млн т нефти в год, вдобавок закупает еще 130 млн т, далее производит переработку нефти собственными силами, т.к. на его территории действует 98 НПЗ, в странах Европейского Союза функционирует 140 НПЗ [Шмаль Г. И. Отношение к нефтегазовому комплексу должно быть совершенно иным // Информационно-аналитический центр «Экспертиза промышленной безопасности». 2012].

В России средняя загрузка НПЗ по первичной переработке составляет примерно 73%. Свою роль в сложившейся ситуации сыграли высокие цены на сырую нефть. Нефтяным компаниям выгоден в данном случае экспорт сырого продукта, т.к. переработка нефти — это дорогостоящее дело. Стоимость такого нефтеперерабатывающего завода составляет от 500 млн до 1,5 млрд долларов, притом от начала строительства до выхода на самоокупаемость проходит около 10−12 лет. Российский рынок нефтепродуктов монополизирован следующими ВИНК: ОАО «Газпромнефть», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «НК Роснефть», ОАО «Лукойл». Половина всех произведенных нефтепродуктов экспортируется: 80% мазута, 60% дизельного топлива, 15…20% бензина, 20…25% авиатоплива [Голомолзин А. Российский рынок нефтепродуктов монополизирован четырьмя нефтекомпаниями // ИнтерЭнерго. 2010].

Во-вторых, в настоящее время подходит к концу срок технических и технологических возможностей нефтегазового комплекса, идет массовое выбытие из эксплуатации мощностей. Средний износ основных фондов в нефтедобыче составляет 60%, в газовой отрасли — более 57%.

В-третьих, в отрасли продолжается тенденция снижения коэффициента нефтеизвлечения (КИН) — это основной показатель рационального использования сырьевой базы нефтегазодобычи. За 40 лет, с 1960 по 2000 гг., КИН с 0,45 снизился до 0,29, а в результате в недрах остается более 70% запасов [Евпанов Е. Модернизацию экономики нужно начинать с нефтегазового комплекса // Российская Бизнесгазета. — 2011. — № 783/1 от 11.01.2011].

Специфическая особенность традиционных районов добычи нефти (Западной Сибири, Волго-Уральском и Северо-Кавказском) такова, что запасы расположены в низкопродуктивных пластах, удельный вес которых превышает 35−40%. По этой причине производственные показатели деятельности нефтяных компаний находятся на низком уровне: средний дебит работающих скважин составляет 10−11 т/сут. Сейчас доля трудноизвлекаемых запасов составляет более 60%, а в некоторых районах — свыше 90%, степень обводненности многих крупных месторождений более 80%. Данные показатели говорят об экономической неэффективности разрабатываемых месторождений, потому что эксплуатация скважин с коэффициентом обводненности 92% и выше, как показывает практика, является убыточной.

В-четвёртых, наблюдается тенденция ухудшения горно-геологических и природно-климатических условий разведки и разработки, рост удаленности от центров переработки и сбыта.

Чтобы исправить положение, по оценке специалистов, для сбалансированности запасов нефти и обеспечения стабильной работы отрасли с годовой добычей 400 млн т в год в нефтяной комплекс ежегодно требуется инвестировать не менее 40 млрд долларов. В настоящее время Россия добывает более 523 млн т нефти в год, в 2011 г. все нефтяные компании вложили в производство 47 млрд долларов. По оценке, суммарные инвестиции в сегмент нефтепереработки и базовой нефтегазохимии в 2014;2020 гг. составят около 85 млрд долл.

В-пятых, хронически недофинансируются геологоразведочные работы, поэтому отношение прироста запасов к добыче составляет 60%. Появились виртуальные запасы за счет перерасчета коэффициентов нефтеизвлечения КИН на старых месторождениях.

Еще одной очевидной проблемой является отставание нашей страны от развитых нефтедобывающих государств по всем основным показателям инновационной деятельности. Хотя в отрасли имеется огромная масса примеров инновационного подхода: в компаниях «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР», «Лукойл», «Роснефть, «Татнефть», «РИТЭК» и ряд других. Однако надо признать, что системы управления инновационным процессом нет ни в отдельных компаниях, ни в целом по отрасли и по стране. Нет критериев, какую компанию можно назвать инновационной, не разработаны механизмы стимулирования внедрения новых технологий, нет разработанных стандартов и положений и т. д.

Сегодня есть современные интересные методы повышения нефтеотдачи, которые применяются и у нас в России и за рубежом: горизонтальное бурение скважин, строительство многоствольных скважин, бурение боковых стволов, операции гидроразрыва и т. д. Конечно, применяются эти методы не во всех компаниях и не в том объеме, который требуется, все зависит от того, какие выделяются денежные средства. В настоящее время налоговая политика по отношению к нефтегазовому комплексу России не стимулирует его развитие. Сегодня изъятие выручки российских нефтяных компаний составляет 65−70%, а если взять зарубежные компании: «Шеврон Корпорэйшн» — 28%, «Эксон Мобил» — 32% и т. д.

Из вышесказанного следует, что современное состояние нефтегазовой отрасли России требует серьезной модернизации: необходимо внедрение инновационных технологий, новых подходов к решению назревших задач, но без науки — фундаментальной, отраслевой, вузовской, смежной — это бессмысленно начинать. Многие открытия в отрасли происходят в совместной работе науки и производства: заслуживает поддержку творческое сотрудничество «Транснефти» и НПО «Энергомаш», «РИТЭКа» и Центра имени Келдыша, «Роснефти» и Российской академии наук.

Следует заметить, что неэффективное налогообложение и экспортные таможенные пошлины также являются одной из проблем для нефтегазового комплекса. В Российской Федерации нефтегазовые доходы составляют значительную долю налоговых поступлений в федеральный бюджет. В 2010 г. налог на добычу нефти, газа и конденсата принес в казну государства 1,36 трлн р. — это 42% всех налоговых доходов федерального бюджета. С 2000 г. государство в России стало выстраивать эффективную систему изъятия сверхприбыли у компаний, добывающих минеральное сырье. Основными механизмами стали: платное недропользование в форме налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортные таможенные пошлины. НДПИ был введен в 2001 г., его ввод предусматривал не столько обеспечение воспроизводства минерально-сырьевой базы, сколько изъятие природной ренты. Ставка налога была напрямую привязана к валовым производственным показателям нефтяных компаний, что затрудняло уклонение от уплаты налога. Анализ налогообложения нефтяной отрасли после реформы 2002 г. показал, что нефтяные компании платят только треть налога на прибыль, используя различные схемы для минимизации налогов: например — продают нефть аффилированным структурам по заниженным ценам [Моисеева М.А., Войшвилло И. Е., Милоголов Н. С. Налогообложение добычи нефти и газа: тенденции развития // Финансовый журнал. — 2012. — № 1. — С.94−98].

Президент Союза нефтегазопромышленников России Г. И. Шмаль высказал мнение специалистов-производственников, которые считают неоправданно высоким НДПИ на нефть. Как известно 493 р. за тонну в (2014 г.) — это базовая ставка, она умножается на специальные коэффициенты, которые зависят от мировой цены на нефть, курса доллара и т. д. В результате налог на добычу полезных ископаемых составляет 3−3,5 тыс. р. Но, учитывая себестоимость добычи, это много. В этом случае не учитывается два важнейших фактора производства: геологический и географический. А что касается увеличения базовой ставки НДПИ на нефть, то это делать нецелесообразно, потому что в конечном итоге издержки будут переложены на потребителя нефтепродуктов, а налоговая составляющая России в цене на бензин и так доходит до 55−60%.

Значительную долю доходов Россия «собирает» на таможне, преимущественно за счет пошлин на сырьевой экспорт: в 2012 г. в федеральную казну поступило 55,2% налоговых отчислений, в том числе 30,2% - через изъятие экспортных пошлин, вывозные таможенные пошлины на нефть принесли в бюджет около 60 млрд долларов. В большинстве стран мира главная задача таможенных пошлин — защитить внутренний рынок от внешних конкурентов. В России экспортные пошлины стали главным инструментом изъятия большей части выручки нефтегазовых компаний в государственную казну.

В качестве выхода из сложившейся ситуации с налогообложением эксперты предлагают, как одно из направлений его изменения для нефтегазодобывающих компаний, дифференцированный налог в зависимости от прибыльности, это может быть налог на дополнительный доход (НДД), как делается о многих развитых странах (Норвегии, Великобритании и США) или другое — дифференциация ставок НДПИ по определенным критериям. Почему-то второй подход многим специалистам представляется предпочтительным из-за меньших рисков коррупции и лоббизма [Громов А., Куричев Н. «Витязь» на распутье // Нефть России. — 2012. — № 1. — С. 19−23.]. Оптимизация налогообложения должна содействовать достижению баланса между государственными и корпоративными интересами.

В России происходит усиление экспорта минеральных ресурсов, что предполагает проявление очевидных симптомов «голландской болезни», под которой понимается жесткая «зависимость экономики от конъюнктуры мировых рынков минерального сырья» [Забелина О. Российская специфика «голландской болезни» // Вопросы экономики. — 2004. — № 11. — С.12−14.]. В 1993 г. географ-экономист Ричард М. Аути ввел в оборот термин «ресурсное проклятие» [Лопатников С. Ресурсное проклятие // Еженедельный журнал «Профиль». 2007.]. Данный термин обозначает нарастающее отставание стран, обладающих богатыми природными ресурсами, в экономическом развитии. В мировой практике «сырьевое проклятие» или «сырьевое благоденствие» — это результат политических и экономических решений, принимаемых властью по мере создания, освоения и развития минерально-сырьевого сектора экономики любой страны.

В России отношение к этой проблеме неоднозначное. Вот высказывания В. П. Орлова (Совет Федерации Федерального Собрания РФ), председателя Комитета по природным ресурсам и охране окружающей среды: «» Сырьевое проклятие" имеет в большей степени политическое содержание. Всем известно, что наличие богатых природных ресурсов, а также умение и способность самостоятельно их выявить, добыть, переработать, доставить до потребителя и выгодно продать являются крупным национальным достоянием, которым гордятся и пользуются все сырьевые страны, включая США, Китай, Канаду, Бразилию, Австралию" [Орлов В.П. Минерально-сырьевые проблемы России на фоне глобальных тенденций // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2011. — № 2. — С.3−5.].

Имеет смысл заметить, что зависимость России от цены на нефть несколько не хуже зависимости развитых экономик от печатного станка [Гавриленков Е. Нефть падает? Нас спасет гибкий курс рубля! // Slon. 2012]. Если экономике страны поставлен диагноз «сырьевого проклятия», то известны и проверенные мировой практикой меры излечения от него. Власти необходимо принять соответствующие решения, законы, побуждающие к созданию социально справедливого государства. По мнению экспертов и специалистов нефтегазовой отрасли, государство не должно уходить из минерально-сырьевого комплекса. Налогообложение в недропользовании должно стать инструментом справедливого распределения горной и ценовой ренты. Утечка капиталов и ренты в офшоры должна быть законодательно запрещена.

С 1 января 2012 г. правительство РФ впервые ограничило объемы сжигания ПНГ до 5% от объема добычи. Некоторые компании уже признались, что не успевают вывести утилизацию ПНГ на 95% в 2012 г. Экономически им дешевле, даже несмотря на штрафы, просто сжигать ПНГ.

Была принята стратегия развития до 2020 г., в ходе которой планируется вложить 48 млрд долларов, чтобы обеспечить увеличение производства и повышение качества нефтепродуктов в 2011 г. Глубина переработки на российских НПЗ должна достичь 85%, а качество бензина и дизельного топлива должно соответствовать стандартам Евро-5 [Пущик Е. Глобальный рынок бензинов // Аналитический портал химической промышленности. 2012.].

Государство должно содействовать инновационным и инвестиционным процессам, происходящим в отрасли, создавать дополнительные возможности для ее участников, стимулировать устойчивое развитие отрасли за счет решения приоритетных задач. В качестве наиболее важных, первоочередных задач для эффективного функционирования нефтегазового комплекса следует рассматривать: обеспечение расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы; создание благоприятных условий и гарантий для реализации крупных инвестиционных проектов, способных в будущем обеспечить значительный мультипликативный эффект; поддержание стабильного налогового режима, не снижающего экономического и инвестиционного состояния отрасли; обеспечение максимально возможного использования конкурентоспособного отечественного оборудования во всех технологических процессах; стимулирование и развитие малых и средних нефтяных предприятий.

2.2 Анализ экспорта углеводородного сырья из РФ

Обладая мощным ресурсным потенциалом, нефтяной комплекс обепечивает около 40% производства первичных энергоресурсов в Росии, во многом определяет специализацию страны в международном разделении труда. Пятая часть валового внутреннего продукта России и до 65% экмспорта в последние пять лет были обеспечены предприятиями топливно-энергетического комплекса. За последние пять лет ТЭК России показал себя как наиболее работоспособный комплекс россиийской экономики, обеспечивший 20% ВВП, 25% отчислений в бюджет, 25−30% объема новых инвестиций и 60−65% российского экспорта.

Рисунок 1 — Баланс федерального бюджета РФ

Экспорт нефти является основной статьей товарных поставок из России на международные рынки. На протяжении всей современной истории наша страна выступает крупным экспортером, контролируя 12−14% мирового нефтяного рынка. огласно данным Центрального диспетчерского управления топливно-энергитического комплекса Минэнерго РФ, экспорт нефти из РФ в 2012 году скратился на 1% по сравнению с 2011 годом и составил 239, 644 млн т. о экспорту нефти Россия занимает второе место в мире. По данным ежегодного обзора The CIA WORLD FACTBOOK 2011, экспорт нефти из России составляет 13,5% от общемирового объема (рис.2).

Рисунок 2 — Структура мирового экспорта нефти на 1 января 2012 г.

Динамика экспорта нефти показывает относительно стабильный рост с 1990 г. (рис.3).

Рисунок 3 — Экспорт нефти и газа из России, млрд долл.

Внутренний рынок оказался более чем на 30 долларов за тонну привлекательнее экспорта. По этой причине некоторые компанииперенаправили свои экспортные партии на внутренний рынок. Сокращение произошло в основном за счет снижения поставок в страны СНГ, а также использования жд-транспортировки нефти, наиболее затратной.

С 2000 по 2012 гг. экспорт российской нефти вырос в 1.66 раза с 144.5 до 239.4 млн т в год.

В 2011 году примерно 75,4% экспорта нефти из России в дальнее зарубежье приходится на страны Европы; 19,8% - на государства Азии и Африки; 4,8% - на государства Северной и Южной Америки, Океании (табл.3).

Таблица 3. Экспорт нефти из России в дальнее зарубежье

Европейский рынок потребляет основной объем российских поставок нефти. Крупнейшими импортерами являются Нидерланды (41,6 млн т), Польша (22,6 млн т), Италия (22,1 млн т), Германия (21,1 млн т), Финляндия (8,2 млн т).

На эти страны в 2011 году прихожилось 115,6 млн т или 53,9% суммарного объема экспорта нефти на европейский рынок (рис.4).

Европейский рынок нефти особенно важен в силу его географической близости к России. В последние годы развитие взаимоотношений с партнерами происзходит на фоне серьезных геополитических изменений и стремлении стран к диверсификации источников поставок энергоносителей.

В 2011 году на рынок Азии и Африки поставлялось 42,4 млн т нефти, экспортируемой из России. Крупнейшими имопртерами являются КНР (21,3 млн т), Южная Корея (9,9 млн т), Япония (7,1 млн т). В эти страны в 2011 г. поступило 38,3 млн т или 90,3 российской нефти, реализуемой в данных регионах.

Рисунок 4 — Экспорт нефти и газа из России на европейский рынок, млрд долл.

Крупнейшими импортерами нефти из России на рынке Северной и Южной Америки, Океании в 2011 г. являлись США (6,9 млн т), Филиппины (1,4 млн т), Сингапур (0,9 млн т). На эти страны приходилось 9,2 млн т или 90,2% суммарного объема экспорта нефти на данный рынок.

В 2012 г. экспорт нефти из России в ближнее зарубежье сократился на 5,7% и составил 28,17 млн т.

Поставки российской нефти в Казахстан в 2011 году сократились на 7,2% и составили 6,4 млн т. При этом экспорт нефти в Белоруссию в 2011 г. вырос по сравнеию с аналогичным показателем 2010 г. на 39,8% и достиг 18 млн т. Объем поставок в Украину снизился на 22% до 4.6 млн т (табл.4).

Таблица 4. Экспорт нефти из России в ближнее зарубежье

За последние годы одной из основных особенностей экспортной политики РФ в области поставок нефти стало скращение транзита через сопредельные государства. Значительно снизились поставки через морские терминалы Балтики и СНГ, а такэе по трубопроводу «Дружба». Были выведены из эксплуатации участки нефтепровода «Дружба» в направлении Латвии и Литвы, сокращен транзит через Белоруссию в Польшу и Германию, а также через Белоруссию и Украину в Словакию, Чехию, Венгрию. Были полностью прекращены поставки нефти за рубеж через порты — Вентспилс, Бутинге, Одесса, Южный, а также на Мажейский НПЗ (Литва).

В это же время был создан ряд альтернативных экспортных маршрутов, позволяющих исключить транзит через страны СНГ и Восточной Европы и выйти напрямую на основные платежеспособные рынки Западной Европы, Северной Америки и АТР.

Основная часть нефти в России как для переработки внутри страны, так и на экспорт поставляется по системе магистральных нефтепроводов АК «Транснефть». В 2012 году прокачка нефти через систему «Транснефти» составила 93% добываемой в России нефти. Остальная часть транспортируется самостоятельно крупными вертикально интегрированными компаниями (ВИНК) и независимыми производителями в рамках отдельных проектов по альтернативным системам магистральных нефтепроводов., либо по железной дороге.

Нарастить экспорт нефти в Европу, минуя транзитные сраны, позволил ввод в эксплуатацию первой очереди Балтийской трубопроводной системы (БТС-1), включающей нефтепровод «Ярославль — Приморск» и перевалочный комплекс в морском порту Приморска. В 2012 году введена в эксплуатацию вторая очередь БТС-2. В систему входит нефтепровод «Унеча — Усть-Луга» и спецморнефтепорт в Усть-Луге, что позволило дополнительно нарастить объемы поставок на 40 млн т.

В начале 2000;х годов произошла диверсификация экспорта энергоносителей из России на рынки стран АТР, прежде всего в Китай. Наращивание поставок нефти в КНР осуществлялось по железной дороге. С 2008 года поставки жидких углеводородов организованы по нефтепроводу ВСТО и железной дороге в порт Приморского края, а с января 2011 года начаты коммерческие трубопроводные поставки нефти в Китай.

Второй этап проекта ВСТО предусматривал строительство магистрального нефтепровода на участке г. Сковородино — СМНП «Козьмино» (ВСТО-2) и соответствующее увеличение мощности построенного участка городов Тайшет — Сковородино до 50 млн тонн нефти в год.

В рамках первой очереди ВСТО-2 выполнено строительство нефтепровода по маршруту Сковородино — Благовещенск — Биробиджан — Хабаровск — СМНП «Козьмино», 8 НПС, расширение НПС «Сковородино», а также расширение СМНП «Козьмино» .25 декабря 2012 года нефтепровод ВСТО-2 был введен в эксплуатацию.

В настоящее время европейский рынок, нак оторый приходится более 75% экспорта российской нефти, достиг уровня технологического насыщения и в последние годы колеблется около определенного уровня. На рынке Южной Европы наиболее высока конкуренция со стороны поставщиков Ближнего Востока и Северной Африки. Перспективы России на европейском рынке будут в основном связаны с дальнейшим снижением добычи нефти в Северном море, что позволит увеличить поставки в Северную и Западную Европу, прежде всего, через Роттердам. Кроме того, необходимо поддержание прямых нефтепроводных поставок на НПЗ Польши, Германии, Белоруссии, Чехии, Словакии, Венгрии, а также комбинированных поставок на заводы, контролируемые российскими компаниями, в Украине, Румынии, Болгарии, Сербии.

В условиях диверсификации экспортных маршрутов и формировании новых центров нефтегазовых компаний в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в последние годы происходит увеличение поставок нефти на АТР — крупнейший и самый динамично развивающийся рынок энергоносителей в мире. Он включает страны Азии и Американского континента. Добыча нефти в регионе имеет тенденцию к сокращению, а потребление и импорт из других регионов быстро возрастает. Основными конкурентами России на Тихоокеанском рынке являются страны Ближнего Востока, расстояния поставок из которых в среднем в 2−5 раз превышают протяженность маршрутов из Западной и Восточной Сибири, и эти поставки связаны с дополнительными транспортными рисками (включая прохождение через Аденский и Оманский заливы, Баб-эль-Мандебский, Ормузский и Малаккский проливы). Основные конкуренты России на Атлантическом побережье США — Канада, страны Западной Африки и Южной Америки. Основные покупатели российской нефти — Еитай, Корея, Япония, США, Тайланд, Сингапур. В ближайшие десятилетия самым перспективным рынком будет отаваться Китай, одновременно может быть значительно расширен экспорт в Корею и США, а также на Филиппины, Таиланд и Вьетнам, организованы поставки в Индонезию.

В этих условиях для обеспечения растущей потребности в развитии сети магистральных нефтепроводов в период с 2013 по 2020 годы потребуется строительство более 2500 км линейной части, строительство и реконструкция 43 НПС, строительство около 800 тыс. м³ резервуарной емкости. ОАО «АК «Транснефть» планирует инвестиционные затраты на развитие системы магистральных нефтепроводов в размере до 594,8 млрд р (табл.5).

Таблица 5. Основные проекты развития нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть»

В настоящее время осуществляется второй этап развития проекта ВСТО, который предусматривает увеличение мощности построенного участка Тайшет — Сковородино до 50 млн т нефти в год.

Строительство нефтепровода «Куюмба — Тайшет» является необходимой инфраструктурой для развития добычи нефти на новых месторождениях Красноярского края. Нефтепровод призван обеспечить транспортировку нефти с месторождений «Роснефти», «Газпром нефти» и «ТНК-BP Холдинг». Завершение проектирования и строительства планируется в четвертом квартале 2016 года.

Особенно актуальным видится проект в том случае, если учесть, что он позволит насытить магистральные нефтепроводы нефтью в условиях падения добычи в Западной Сибири и позволит поставлять нефть на привлекательные экспортные рынки.

Представленные проекты позволят стабилизировать и расширить поставки российской нефти на мировой рынок и увеличть налоговые поступления от продажи нефти.

3. Перспективы развития российского нефтегазового комплекса

3.1 Освоение российского арктического шельфа: потенциал, перспективы, риски

Глобальные изменения в мировой экономике привели к резкому обострению конкуренции на мировых и региональных энергетических рынках. При этом борьба за обладание и контроль над экономическим оборотом углеводородного сырья все чаще выходит за рамки классической конкуренции и переносится из геоэкономической в политическую и военную плоскости. Российский арктический шельф является объектом пристального внимания со стороны участников мирового рынка в силу высокого природно-ресурсного потенциала и недостаточного уровня разведанности его нефтегазовых месторождений.

Арктика богата практически всеми видами природных ресурсов. По данным Геологической службы США, потенциальные запасы нефти в этом регионе составляют 90 млрд баррелей, газа — 47,3 трлн м3, газового конденсата — 44 млрд баррелей. Среди арктических стран Россия располагает наибольшими разведанными на территории Арктического региона запасами углеводородов, объем которых превышает 250 млн баррелей нефти и газа в нефтяном эквиваленте, что составляет 60,1% всех запасов Арктики [Кашин В. Арктическая кладовая // Ведомости. — 2008. — 25 июля. — № 137].

Проведенный Институтом экономических проблем им. Г. П. Лузина Кольского научного центра РАН анализ запасов углеводородов на арктическом шельфе РФ и их изученности дает основание для оптимистических прогнозов освоения шельфовых месторождений. Суммарные характеристики разведанности и запасов углеводородов континентального шельфа приведены в таблице 6.

Помимо углеводородов на российском континентальном шельфе сосредоточено свыше 90% никеля, кобальта и металлов платиновой группы, 60% меди, практически все разведанные российские залежи титана, олова и барита.

Таблица 6. Суммарные характеристики ресурсной базы арктического шельфа РФ [Фадеев А. Международное сотрудничество в освоении Арктики [Электронный ресурс] / Рос. совет по междунар. делам]:

Повышенный интерес к освоению сложноизвлекаемых ресурсов арктического шельфа в настоящее время обусловлен следующими ключевыми факторами:

ожидание позитивных изменений конъюнктуры мирового рынка энергоносителей и в первую очередь углеводородного сырья;

глобальное потепление климата, предоставляющее возможность круглогодичной навигации по Северному морскому пути;

стабильность развития экономики РФ, обеспечивающая выполнение социальных обязательств государства.

Освоение нефтегазовых ресурсов арктического шельфа сопровождается несовершенством отечественных технических регламентов и отраслевых стандартов. Не отработан механизм контроля исполнения лицензионных соглашений. По состоянию на 1 января 2013 года на право разрабатывать месторождения российского континентального шельфа выдано 107 лицензий, в том числе по государственным контрактам. Следует отметить, что освоение шельфа идет недостаточно высокими темпами. Так, по данным Министерства природы РФ, в Норвегии в 2008;2010 годах было пробурено 110 скважин и сделано 44 открытия на шельфе, на российском арктическом шельфе за тот же период было пробурено только 11 скважин и открыто 4 месторождения.

Действующим законодательством РФ определен доступ к разработке нефтегазовых месторождений арктического шельфа для компаний с долей государственного участия более 50%, имеющих опыт работы на российском континентальном шельфе не менее 5 лет, а также обладающих необходимыми силами, средствами, технологиями для устранения последствий техногенных аварий и ликвидации разливов нефти, аккумулирования необходимых финансовых средств, формирования соответствующих ликвидационных фондов для своевременной компенсации причиненного экологического ущерба [О недрах: Федер. закон Рос. Федерации от 21 февраля 1992 года № 2395−1 (ред. от 30 декабря 2012 года)].

С середины 2012 года на правительственном уровне обострилась дискуссия между представителями государственных корпораций ОАО «НК „Роснефть“» и ОАО «Газпром» и чиновников, лоббирующих интересы частных компаний, по их допуску к прямому освоению месторождений арктического шельфа. Действующим законодательством частным и иностранным компаниям предоставляется доступ к освоению шельфовых месторождений только путем подписания соглашений с государственными корпорациями о совместной работе.

Следует отметить, что в настоящее время наблюдается мировая тенденция замещения продуктов нефтепереработки и угля на газ. Предпосылками являются следующие:

совершенствование технологий, позволяющих повысить рентабельность добычи сланцевого и попутного газа;

рост предложения поставок сжиженного газа на мировых рынках и, как следствие, падение цен на газ по сравнению со стоимостью нефти;

возрастание доли автотранспорта, работающего на газу;

многократное превышение разведанных объемов месторождений газа по сравнению с нефтяными.

Приоритеты развития газовой промышленности в регионе определяются значительными превышениями арктических запасов газа по сравнению с нефтью. Так, по данным Министерства природы РФ, в структуре перспективных углеводородных ресурсов российского арктического шельфа на долю газа приходится 86,4%. Именно разведанный природно-ресурсный потенциал шельфовых месторождений является главной движущей силой социально-экономического развития Арктики. Их освоение обеспечит научно-технический прогресс и внедрение современных технологий в добывающих и перерабатывающих отраслях промышленности, развитие транспортной и социальной инфраструктур, совершенствование природоохранных механизмов.

Возрастающая активность освоения месторождений российского континентального шельфа является главным стимулом развития инновационной экономики России. Арктика является объектом фундаментальных и прикладных научных исследований в различных областях знаний, в том числе в целях осуществления международного сотрудничества для приобретения новых знаний о глобальных природно-климатических процессах Земли и причинах их изменений и об особенностях устойчивости арктических экосистем. Важнейшими направлениями научных исследований в Арктике являются следующие:

изучение природного потенциала всего Арктического региона в целом и континентального шельфа в частности, включающее геологическую и сейсмическую разведку, мониторинг гидрометеорологических и геофизических процессов с использованием мобильных точек сбора данных, включая дрейфующие станции, с помощью дистанционной передачи научной информации и геоинформационных систем;

создание инновационных экологически безопасных технологий эксплуатации минерально-сырьевых, водных, биологических и иных видов природных ресурсов, адаптированных к тяжелым арктическим климатическим условиям, снижающих высокие производственные издержки и минимизирующих риски техногенных катастроф и др.

Российская арктическая научная школа, занимающая передовые позиции в решении многих научных и практических проблем Арктического региона, в результате резкого свертывания научной активности в последние два десятилетия утратила лидерство в целом ряде направлений.

В настоящее время Россия имеет самый низкий уровень геолого-геофизической изученности Арктики. На правительственном совещании по освоению российского континентального шельфа, состоявшемся 16 января 2013 года в Новом Уренгое, были обозначены основные проблемы научной деятельности в Арктическом регионе, в том числе была отмечена низкая степень геологической изученности российского арктического шельфа (в 10 раз ниже американского шельфа Чукотского моря и в 20 раз ниже шельфа Норвегии). В то время как арктические акватории России практически не изучены сейсморазведкой, в прибрежной зоне Гренландии и Аляски активную работу проводят иностранные научные организации, оказывающие услуги сейсморазведки с использованием новых технических средств и технологий. Плотность покрытия сейсмическими работами в наиболее перспективных акваториях российских арктических морей, за исключением Баренцева и Печорского морей, не превышает 0,15 км на 1 км², а для восточных морей — менее 0,1 км на 1 км². Степень изученности континентального шельфа Западной Арктики бурением составляет 0,08 м/км², что на 2 порядка меньше среднероссийских показателей и в 20 раз меньше, чем в норвежском секторе Северного моря [Пыткин А.Н., Баландин Д. А. Анализ инвестиционного потенциала Арктического региона // Проблемы региональной экономики / Ин-т экон. и упр. УдГУ. — Ижевск, 2012. — № 3−4]. Без существенного повышения изученности шельфа не будет крупных открытий, а возможность крупномасштабного освоения значительно снизится.

Российская наука отстает в области геологического изучения арктического дна, организации и проведении геологоразведочных работ, картировании территорий, создании объектов инфраструктуры и т. п.

В связи с сокращением бюджетных расходов гидрографический флот Арктики практически прекратил обследование опасных для судоходства районов, не обеспечивает полноценный контроль средств навигационного оборудования.

В настоящее время перед российской прикладной наукой стоят задачи выработки отечественных стандартов технического регулирования, соответствующих международным требованиям, в первую очередь в проектировании, строительстве и эксплуатации объектов на арктическом шельфе.

Формирование современного энергетического сектора, создание высокотехнологических добывающих сырье предприятий становится основным направлением развития экономики России. Освоение богатейших запасов природных ресурсов арктического шельфа играет главенствующую роль в экономической и политической жизни страны. Оно позволит повысить экономический потенциал РФ, вывести развитие нашей страны на качественно новый уровень.

Предложенный Министерством природных ресурсов и экологии РФ проект Программы разведки континентального российского шельфа на период 2012;2030 годов представляет собой продукт лоббирования частного капитала в попытке преодоления государственной монополии на недра арктического шельфа. В 2012;2013 годах вопрос о правах на разработку шельфа вырвался из кабинетов чиновников в информационное поле. В прессе отмечалось, что, несмотря на прямое поручение Президента РФ об оформлении соответствующих лицензий Роснефти и Газпрому, кабинет министров задерживает их выдачу, предлагая различные варианты «либерализации» действующей нормативной базы.

Обострение конкурентной борьбы за доступ к ресурсам арктического шельфа определяет необходимость незамедлительной выработки четких государственных позиций при реализации региональной инвестиционной политики в Арктике как определяющей комплексное развитие российских северных территорий.

Реализация эффективной инвестиционной деятельности определяется состоянием и доступностью источников инвестиционных ресурсов, в том числе государственных инвестиций, инвестиций коммерческих организаций, иностранных инвестиций.

Одной из экономических характеристик разработки освоения арктического шельфа является высокий уровень инвестиционного риска, который включает в себя следующие составляющие: технологический, экономический, управленческий, финансовый, природно-экологический, социально-политический и криминальный риски.

Высокий износ основных фондов, повышенная аварийность на производстве, несовершенство технологических процессов являются проявлениями технологического риска. Приоритетность добычи углеводородов и минерального сырья определяет направленность развития региона. Применение устаревших технологий и оборудования снижает эффективность выработки месторождений и повышает возможность техногенных катастроф. Так, Ростехнадзором летом 2012 года были выявлены нарушения, не позволяющие производить бурильные работы на отечественной платформе «Приразломная» в Баренцевом море. Кроме того, привлекаемые к участию в освоении арктического шельфа зарубежные компании, вкладом которых в совместную деятельность является в том числе и передача современных технологий, неоднократно меняли свои позиции по участию в проектах.

Управленческий риск объясняется субъективностью и информационной асимметрией принимаемых управленческих решений при осуществлении инвестиционной деятельности. В течение продолжительного времени наблюдается тенденция обострения конкурентной борьбы за право самостоятельно разрабатывать арктический шельф частными компаниями. Управленческая война вызвала задержку выдачи лицензий на разведку и добычу месторождений углеводородов арктического шельфа. Также негативное влияние на инвестиционную деятельность оказывает низкий уровень подготовки управленческих кадров и недостаточно полная база данных накопленного практического опыта управления.

Финансовый риск связан с вероятностью потери и нехватки финансовых ресурсов в рамках реализации инвестиционных проектов. На инвестиционную деятельность Арктического региона оказывает влияние состояние и изменение конъюнктуры российского и мирового финансового рынков, в том числе ликвидность ключевых финансовых активов рынка, степень доверия и активность инвесторов в финансовом секторе экономики. Рентабельность добычи сложноизвлекаемых ресурсов определяется колеблющимся спросом на мировых рынках, на которые, в свою очередь, оказывают влияние негативные последствия недавнего мирового кризиса. Значительное снижение мировых цен на углеводороды вследствие падения мирового производства, широкого применения альтернативных источников энергии, роста добычи сланцевого газа может выступить фактором, повышающим себестоимость извлечения природных ресурсов, и в конечном итоге привести к замораживанию освоения шельфа. Суровые климатические условия, сезонность работ, значительные транспортные издержки и их ограниченность также определяют высокие удельные затраты на освоение недр шельфа и связанные с этим возможные риски.

К финансовым рискам можно отнести и риски невозврата инвестируемых средств в связи с недостоверной оценкой извлекаемых запасов углеводородов, а также их масштабность, что определяет длительность сроков их возврата и возможность их несоблюдения.

Природно-экологический риск определяется неблагоприятным влиянием глобальных климатических процессов, ростом антропогенного влияния на экосистемы Арктического региона и высокой вероятностью возникновения непоправимых последствий аварийных ситуаций при освоении арктического континентального шельфа. По оценке экспертов, смоделировавших последствия разлива нефти на платформе «Приразломная», площадь возможного загрязнения акватории составит 140 тыс. км², протяженность загрязненной береговой линии превысит 3000 км [Открытое письмо Отделения международной неправительственной некоммерческой организации «Совет Гринпис» от 5 сентября 2012 года (Электронный ресурс)]. Последствия устранения возможной экологической катастрофы могут нивелировать экономическую целесообразность добычи нефти на арктическом шельфе. Сложная структура запасов нефти и газа, затрудненный в силу экстремальных климатических условий доступ к месторождениям полезных ископаемых негативно сказывается на реализации инвестиционных проектов нефтегазодобывающей отрасли.

Социальный риск проявляется в миграции трудоспособного населения, оттоке высококвалифицированных кадров из Арктического региона, снижении уровня жизни и реальных доходов аборигенного и пришлого населения. Высокие социальные риски проявляются в тенденции ухудшения основных демографических показателей, особенно в сравнении со среднероссийскими показателями. Регион характеризуется высоким уровнем заболеваемости и смертности, значительной долей пенсионеров и преобладанием мужского населения. Существует риск снижения и так отстающего от других регионов уровня образования и культурного обслуживания населения. Изменения в традиционном укладе малочисленных народов Арктики, их низкое социальное обеспечение и ухудшение среды обитания обусловливают риск их ассимиляции и вымирания.

Значителен риск неисполнения взятых на себя государством обязательств по оказанию региональных льгот и преференций арктическому сообществу. Изменение мировой конъюнктуры на энергоносители также может оказать негативное воздействие на возможности частного бизнеса по оказанию штатному персоналу корпоративных льгот.

Политический риск проявляется в возможном изменении политической расстановки сил в Российской Федерации. Не исключается риск обострения межнациональных противоречий и развития центробежных сил. Привлечение зарубежных инвесторов во многом зависит от стабильности и прозрачности нормативно-правовых и налоговых условий. Одним из значительных внешних политических рисков является возможность обострения международной ситуации из-за притязания ряда стран на освоение российского арктического континентального шельфа и неограниченного права пользования Северным морским путем. До сих пор не решена в полном объеме проблема спорных территорий на западе и востоке арктической зоны страны, в том числе со странами, входящими в военные блоки. Ряд зарубежных специалистов и экспертных организаций моделируют ситуации возможного международного противостояния, вплоть до вооруженного. В условиях глобального потепления климата особенно значимым является сохранение боеспособности северного военного флота и его баз, а также охрана государственной границы и сохранение суверенитета РФ.

Криминальный риск определяется наличием специальных объектов тюремного заключения на территории Арктического региона, преобладанием мужского населения, низким уровнем культуры и образования, социальным расслоением и неравенством. Существует вероятность межэтнических конфликтов среди пришлого населения.

Анализ основных инвестиционных рисков разработки нефтегазовых месторождений арктического российского шельфа показывает высокую степень взаимосвязи успешного осуществления инвестиционных проектов, формирования консорциумов с международным участием, привлечения частного отечественного капитала с совершенствованием механизмов государственного регулирования освоения региона.

3.2 Характеристика деятельности предприятий ТЭК России по внедрению инноваций

Общая тенденция развития нефтегазового комплекса в настоящее время — ухудшение горно-геологических и природно-климатических условий разведки и разработки месторождений, рост их удаленности от центров переработки и сбыта. В традиционных районах добычи (Западная Сибирь, Северный Кавказ, Урало-Поволжье) происходит увеличение глубины продуктивных пластов, снижение объема запасов, усложнение геологического строения месторождений, уменьшение пластового давления. Следовательно, основным фактором повышения конкурентоспособности продукции компаний ТЭК является инновационная деятельность.

Осуществление предприятиями ТЭК инновационной деятельности обусловлено объективной необходимостью и закономерностями рыночных отношений, связанных с ориентацией предприятия на спрос и возрастающими потребностями рынка, обострением конкуренции, усложнением хозяйственных связей, развитием науки и техники.

Крупнейшие нефтегазовые компании России в перспективе планируют стать одними из ведущих участников мирового рынка. В качестве основной проблемы, препятствующей этому, можно назвать недостаточность инновационного развития российских нефтегазовых компаний [Карпова С. В. Экологические аспекты инновационной активности компаний нефтегазового комплекса // Нефть, газ и бизнес. — 2010. — № 1. — С.59−63]. Внедрение инноваций в производственные и управленческие процессы сможет повысить их эффективность, а также дать компаниям возможность получить преимущества в конкурентной борьбе.

Конкурентоспособность российских нефтегазовых компаний на мировом рынке все в большей степени определяется эффективностью применяемых в них технологий, методов разведки, разработки и эксплуатации месторождений, уровнем технического обслуживания оборудования. Внедрение новых технологий позволит увеличить дебит скважин.

В дальнейшем для обеспечения конкурентоспособности ТЭК России необходимы [Коржубаев А. Г. Инновационное развитие нефтегазового комплекса России: проблемы, условия, перспективы // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2011. — № 2. — С. 27−33.]:

· модернизация систем добычи, переработки и транспортировки углеводородов в Западной Сибири и европейской части России;

· формирование новых центров нефтяной, газовой, нефтеи газоперерабатывающей, нефтеи газохимической промышленностей в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке;

· освоение углеводородного потенциала шельфов морей, диверсификация направлений поставок углеводородов внутри России и на экспорт.

Эффективность недропользования и функционирования добывающих компаний зависят от темпов технического и технологического обновления отраслей ТЭК. Сервисное обслуживание нефтедобывающих компаний, включающее бурение, ремонт скважин, поддержание в рабочем состоянии оборудования в скважине и на поверхности, может служить «синонимом» этого обновления [Шафраник Ю. Катализатор модернизации // Нефть России. — 2012. — № 10. — С. 78−81]. При этом в рамках сервисного рынка увеличиваются потребности добывающих компаний в высокотехнологичных услугах (геофизика, горизонтальное бурение, гидроразрыв нефтяных пластов, применение безмуфтовых гибких труб). Таким образом, можно заключить, что развитие нефтегазового сервиса может стать стимулом к модернизации отраслей ТЭК.

В настоящее время технологические инновации, способные повысить эффективность освоения углеводородов, разработаны и предложены для внедрения на всех стадиях: от поиска и разведки до переработки нефти и газа.

При разведке нефтяных и газовых месторождений лидирующие позиции занимают геофизические методы. Новые геофизические технологии должны опираться на следующие результаты НИОКР: изучение разномасштабности временных вариаций геофизических полей и их связи с геологическими процессами; создание новых алгоритмов интегрированного системного анализа разнородной геофизической и геохимической информации, позволяющих получать адекватные трех — и четырехмерные модели геологических объектов и процессов с минимизацией затрат на поисковые процедуры; создание компьютерной базы геофизических данных.

Новые технологии в геофизике позволят решать такие задачи, как прямое локальное прогнозирование залежей нефти и газа, создание систем управления процессом разработки нефтяных и газовых месторождений, разработка оптимизации систем проектирования, проходки и функционирования скважин.

Важнейшим средством повышения эффективности проведения ГРР является трехмерная сейсморазведка (3D). С помощью этого метода с высокой точностью осуществляется детальное изучение строения осадочных пород на глубину до 25−30 км с прогнозированием мест скоплений нефти и газа. За рубежом в настоящее время 3D-сейсмика применяется при разработке практически каждого месторождения, кроме того, уже наметился переход к 4D-сейсмике.

Россия по внедрению этих технологий намного отстала от западных стран, но их распространение сегодня стало возможным благодаря оснащению полевых партий новой многоканальной регистрирующей аппаратурой. Фундаментальной проблемой в сейсморазведке 3D является теоретическое обоснование и разработка методов оценки количественных параметров нефтегазоносности. Для широкого использования этой технологии в России требуются дополнительные НИОКР. Одним из основных направлений внедрения трехмерной сейсмики должны стать работы по развитию морской нефтегазовой подотрасли.

В отраслевом институте «ТюменНИИгипрогаз» внедрен программно-аппаратный комплекс Landmark, предназначенный для обработки и интерпретации сейсморазведочных данных, геолого-геофизических материалов по скважинам, геологического моделирования залежей нефти и газа, проектирования систем разработки. Успешная эксплуатация этой уникальной техники позволила перейти к созданию отраслевой геолого-геофизической информационной системы (ОГГИС) и корпоративной базы данных. В результате вычислительные мощности и системы геологического моделирования отдельных подразделений ОАО «Газпром» будут объединены в информационно-вычислительный комплекс, связанный единой сетью.

Некоторые из элементов указанных выше технологий в России уже созданы, в частности, аэрокосмический комплекс AES+, который позволяет выявлять границы залежей (в том числе в морских районах по тепловым аномалиям), проводить оценку мощности пластов, определять потенциальный районы добычи по качественным признакам, создавать полномасштабные ГИС территорий, а также системы дистанционного контроля над состоянием зон тепло-, нефте — и газопроводов.

Весьма активно метод сейсморазведки 3D применяет ОАО «НК «ЛУКОЙЛ». Благодаря совместным разработкам специалистов дочерней компании «ЛУКОЙЛа» — ООО «ЛУКОЙЛ — ПЕРМЬ «- и отраслевого института «ПермНИПИнефть» с помощью этого метода были получены трехмерные структурные модели объектов, перспективных для поиска углеводородов, прослежено в пространстве между скважинами развитие зон с улучшенными емкостными свойствами и распределение коллекторов, выделены участки для поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. В 2008 г. на базе НИИ «ПермНИПИнефть» был создан Центр сейсмических исследований. Он предназначен для обеспечения полного цикла работ: от бурения поисковой скважины и создания сейсмогеологической модели перспективного объекта до геолого-гидродинамического моделирования открытых месторождений и залежей в едином информационном пространстве.

Пополнение ресурсной базы ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» ведется за счет открытия новых месторождений и продуктивных пластов нефти и газа на действующих месторождениях путем использования геофизических методов.

Лидером в сфере ГИС в нефтегазодобывающей промышленности является ОАО «Сургутнефтегаз». Собственная научная школа позволяет компании стабильно увеличивать минерально-сырьевой потенциал. Основной объем научных исследований для компании проводит НИИ «СургутНИПИнефть», входящий в состав общества. ГИС применяются компанией при проектировании объектов обустройства месторождений.

" Сургутнефтегазом" впервые внедрены в отрасли: уникальная конвейерная технология изучения керна и образцов, оперативные исследования полноразмерного керна, информационная система управления технологическим процессом. Эти технологии позволили значительно повысить эффективность ГРР, моделирования и подсчета запасов залежей углеводородов. Ежегодно оперативные исследования, проводимые в «СургутНИПИнефти» на керновом материале 40−45 поисковых и разведочных скважин, обеспечивают дополнительный прирост 4−5 млн т промышленных запасов, что соизмеримо с обнаружением нового месторождения [Марков Н. В чести наука — будет и нефть // Нефть России. — 2011. — № 6. — С.86−91]. Рекомендации и предложения ученых подтверждаются открытием новых залежей, восполняющих ресурсную базу ОАО «Сургутнефтегаз» .

Одна из наиболее динамично развивающихся российских ВИНК — ООО «Газпром нефть» — своей ключевой задачей считает снижение себестоимости добываемой нефти. Главным базовым компонентом развития являются оптимизационные проекты на текущих активах компании. «Газпром нефть» определила для себя стратегию стать лидером по работе на истощенной ресурсной базе. ООО «Газпром нефть» реализует комплекс геолого-технических мероприятий, затрагивающих все активы компании, и включает опережающую доразведку, обновление устаревших или создание новых моделей месторождений, а также улучшение работы службы бурения и оптимизацию производственного процесса. Качественный шаг вперед сделан в плане научного сопровождения проектов. В 2009 г. компанией введено 6 постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей месторождений и организовано их сопровождение.

Наиболее ярким примером нефтедобывающего предприятия, активно внедряющего инновационные технологии и оборудование для нефтедобычи, является «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (ОАО «РИТЭК «), входящая в структуру добывающих предприятий Группы компаний «ЛУКОЙЛ» .

В настоящее время ОАО «РИТЭК «является владельцем 34 месторождений. Основная деятельность компании направлении на разработку новых месторождений нефти в Западной Сибири и Республике Татарстан, добычу нефти с использованием инновационных технологий повышения нефтеотдачи, комплексных методов эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов, на разработку и внедрение технологий, реагентов и современных технических комплексов.

Инновационная деятельность является главным элементом деятельности и развития ОАО «РИТЭК». На данный момент в ОАО внедрено в производство более 50 собственных и привлеченных новейших разработок. За счет применения инновационных технологий компания ежегодно добывает половину от общего объема нефти.

Современные технологии и инновации — одно из конкурентных преимуществ Группы «ЛУКОЙЛ». Ее крупнейшее дочернее общество ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» большое внимание уделяет интенсификации добычи нефти, изучению и освоению нефтегазовых месторождений, развитию собственной электрогенерации. Ключевая задача компании — повышение извлекаемости нефти. Для этого применяются физические, химические, гидродинамические и тепловые методы воздействия на продуктивные пласты. Основной объем дополнительной добычи компания получает за счет физических методов, в первую очередь, благодаря проведению гидроразрыва пласта (ГРП). Компания широко использует технологии глубокопроникающего ГРП, селективного ГРП с применением различных водоизолирующих композиций и специального оборудования, гидроразрыва в горизонтальных скважинах и боковых стволах с горизонтальным окончанием. В 2009 г. началось внедрение технологии азотно-пенного ГРП, что позволило увеличить дебиты в 1,5−2 раза по сравнению со стандартной технологией [Повышая эффективность добычи. Интервью с главным инженером ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» П. Оборонковым // Нефть России. — 2010. — № 2. — С.36−37].

Для повышения эффективности добычи ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» также осуществляет бурение горизонтальных скважин. Сегодня действуют 3 такие скважины: на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» и ТПП «Покачевнефтегаз». В результате внедрения данного метода коэффициент продуктивности скважин увеличился в 1,6 раза.

ОАО «НК «Роснефть» подразделяет методы увеличения нефтеотдачи на два основных направления: физико-химические методы (закачка газа, водогазовое воздействие, тепловые методы) и гидродинамические методы (ГРП, бурение горизонтальных скважин, управление заводнением). В «Роснефти» действует корпоративная программа увеличения нефтеотдачи пластов. Особое внимание компания уделяет применению ГРП. Рост добычи «Роснефти» обусловлен вовлечением в разработку запасов Приобского, Приразломного, Малобалыкского месторождений, осуществить которое без применения ГРП было бы невозможно. Серьезное внимание компания уделяет лабораторным исследованиям, комплексным исследованиям геометрии трещин (что позволяет подбирать технологии ГРП для конкретных условий), а также пилотному внедрению новых технологий ГРП, которые в дальнейшем планируется внедрять уже широкомасштабно.

Примером отечественного научно-производственного предприятия, осуществляющего разработку и производство современного оборудования для нефтедобычи, может служить ООО НПП «Контэкс» (г. Самара). Предприятие специализируется на разработке современных технологий и технологического оборудования для сбора и подготовки нефти, воды и газа. Приоритетным направлением деятельности НПП являются разработка и изготовление нестандартного технологического оборудования для объектов подготовки продукции скважин (нефтяной эмульсии) — дожимных насосных станций (ДНС), установок предварительного сброса воды (УПСВ) и установок подготовки нефти (УПН).

Следует отметить, что специалисты ООО НПП «Контэкс» ведут постоянный мониторинг работы поставленного оборудования, участвуют в его освоении. Все изготовленное оборудование в процессе работы обеспечивает необходимые технологические параметры.

Для стимулирования развития ТЭК необходимо увязать науку, производство и образование в единый научный центр. Синхронизация действий всех заинтересованных сторон позволит обеспечить разработку и внедрение нового отечественного оборудования, которое будет востребовано компаниями ТЭК. Учитывая ту роль, которую играет российский ТЭК в экономике страны, его мультипликативный эффект для других отраслей, его включенность в мировой рынок, он призван стать локомотивом инновационного социально-экономического развития России.

3.3 Привлечение иностранного капитала как фактор инновационного развития нефтегазового комплекса

Несмотря на наличие ряда проблем, ТЭК России продолжает оставаться одним из наиболее устойчиво работающих секторов экономики страны. Однако для дальнейшего его развития и обновления основных фондов необходимо инвестирование в объемах, которые не могут быть предоставлены только государством или национальными инвесторами. Потребность российского топливно-энергетического комплекса в инвестициях до 2015 года составляет 450 млрд долл., а всего до 2030 года — более 2 трлн. долл. [Энергетическая стратегия России на период до 2030 года от 13.11.09. — М.: Энергия, 2010. — С.107.] Поэтому проблема привлечения иностранных инвесторов сегодня является одной из самых значительных для данного сектора экономики.

Объемы иностранного инвестирования непосредственно связаны с инвестиционным климатом страны. Сегодня можно сказать, что инвестиционные процессы России все еще находятся в кризисе. Оценивая инвестиционный климат инвестиционный климат России в целом по международным стандартам, используя такие критерии, как политическая и социальная стабильность, динамизм экономического роста, степень либерализации внешнеэкономической сферы, наличие развитой промышленной инфраструктуры, банковской системы, наличие рынка относительно дешевой квалифицированной рабочей силы и др., можно констатировать, что практически по всем этим параметрам Россия уступает большинству стран мира. В рейтинге благоприятности деловой среды Doing Business — 2012, опубликованном в конце октября, Россия находится на 120-й строчке, разместившись между Кабо-Верде и Коста-Рикой.

В 2011 году в экономику России поступило 190,6 млрд. долларов иностранных инвестиций на фоне погашения инвестиций, которое составило 165,2 млрд. долларов [Росстат]. Медленное увеличение объема накопленных иностранных инвестиций в российскую экономику объясняется разногласиями между исполнительной и законодательной властями, Центром и субъектами Федерации, наличием межнациональных конфликтов в самой России, несовершенство законодательства, неразвитость производственной и социальной инфраструктуры, в особенности системы телекоммуникаций, транспорта и гостиничного хозяйства, то есть отсутствие условий, привычных для большинства цивилизованных бизнесменов. Взаимосвязь этих проблем усиливает их негативное влияние на инвестиционную ситуацию.

Характерным свидетельством потери интереса иностранных инвесторов к российскому топливно-энергетическому комплексу на уровне прямых вложений являются сведения, представленные в статье журнала «Эксперт» «Все инвестиционные проекты на территории России (с 1 ноября 2011 года по 31 января 2012 года)», в которой собраны основные инвестиционные проекты 2012 г. и классифицированы по типу инвестора. Опубликованные данные демонстрируют, что ни в одном проекте 2012 г. в сфере нефтегазовой отрасли не участвовал иностранный капитал (таблица 7).

Таблица 7. Инвестиционные проекты в сфере ТЭК

Однако сегодня Россия все еще остается в выгодном положении, которое может помочь стране добиться не только высоких, но и что более важно, стабильных темпов экономического роста. В отличие от многих других сырьевых стран, у России есть ряд преимуществ, например, огромная численность населения, что представляет большой потенциал роста потребления, а также обширные территории, нуждающиеся в современной инфраструктуре, и еще вполне внушительная научно-техническая база в виде научно-исследовательских институтов, лабораторий и научных работников.

Рассматривая распределение вложений иностранных инвесторов по видам экономической деятельности, можно говорить, что ТЭК России считается наиболее прибыльной сферой. В 2011 году по данным Росстата примерно 17% всего объема иностранных инвестиций поступило в добычу топливно-энергетических полезных ископаемых, их переработку и транспортировку.

Основные вложения в ТЭК России связаны с развитием нефтегазовой промышленности. Данная отрасль характеризуется тем, что даже в кризисные и посткризисные годы доля инвестиций здесь была наибольшей по отношению к другим отраслям народного хозяйства. Нефтегазовый сектор был и остается привлекательным инвесторам. В 2009 — 2010 годах в Комиссию по контролю над осуществлением иностранных инвестиций поступили заявки на приобретение предприятий нефтегазового профиля от более, чем 50 зарубежных компаний.

Инвестиционные проекты в нефтепереработке требуют значительного объема финансирования (для среднего НПЗ реконструкция до Евро-4 может стоить до 500 млн долл.) и при этом имеют большой срок окупаемости: проектные работы могут занять до года, реконструкция занимает до 5 лет, окупаемость проектов ожидается 8−10 лет.

Однако структура иностранных инвестиций в этой отрасли, в которой значительно превалирует доля инвестиций в добычу над инвестициями в переработку и нефтехимию, отставляет желать лучшего. Сегодня нефтегазовая промышленность характеризуются крайней изношенностью основных фондов (достигающей 80%), узким спектром производимой продукции, и значительным преобладанием так называемой первичной переработки над вторичными процессами. Поэтому, в свете взятого нашим правительство курса на всестороннюю модернизацию народного хозяйства, государство должно создавать всяческие условия для привлечения иностранных инвестиций в высокотехнологичные подотрасли промышленности, такие как нефтехимия и глубокая переработка нефти.

Наиболее перспективные направления для иностранных инвестиций в нефтегазовом секторе — освоение месторождений углеводородов арктического шельфа, участие в формировании там новых крупных центров нефтяной и газовой промышленности международного значения. Особый интерес для России представляют технологии освоения ресурсов и запасов нефти и газа на этой территории. «Оттягивание» начала освоения ресурсов Штокмановского и других месторождений Арктики «Газпромом» и «Роснефтью» является показателем, что средств и технологий внутри России недостаточно. Поэтому необходимо в качестве стратегических партнеров привлекать зарубежные и мультинациональные компаний, обладающих передовыми технологиями разведки, добычи и переработки нефти и газа, а также имеющих хорошие позиции на основных международных рынках углеводородного сырья — европейском, североамериканском, азиатско-тихоокеанском: Total, E. ON Ruhrgas, RD/Shell, BP, CNPC, Sinopec, ONGC Videsh, KNOC, JOGMEC, Petronas. Желательно стимулировать деятельность зарубежных и международных компаний в части размещения на территории России перерабатывающих и нефтегазохимических производств и мощностей по производству нефтегазового оборудования, не имеющего аналогов в России. Стимулированию развития нефтегазового комплекса России (в том числе за счет рационального привлечения и использования иностранных инвестиций и технологий) могли бы послужить такие меры, как снижение общего уровня и дифференциация налогообложения; либерализация порядка экспорта газа; упрощение возможности участия российских и зарубежных компаний в проектах на шельфе; введение порядка безусловной передачи для разведки и разработки (т.е., выдачи сквозной лицензии) инвестору, проводившему геологоразведочные работы.

Кроме того, необходимо привлечение иностранных инвесторов в реализацию таких капиталоемких проектов, как строительство нефтяных и газовых трубопроводов. Реализация этих проектов даст России возможность диверсифицировать поставки своих энергоресурсов и обеспечить надежные поставки газа и нефти своим торговым партнерам.

Заключение

Деструктивные политические процессы, углубление кризиса экономики страны на рубеже 1980;1990;х гг. поставили нефтяную отрасль в крайне тяжелое положение, потребовавшее реформ. Качественные изменения 1992;1993 гг. были связаны с переходом к рыночной модели и образованием в отрасли крупных корпораций.

На этапе с середины 1990;х гг. до 1998 г. складывался крупный частный сектор экономики в торговле, в финансовой сфере, в сырьевых отраслях. Этот процесс не обеспечил экономической стабильности, но обусловил новый передел госсобственности и взаимопроникновение финансовой и политической элит.

В настоящее время НГК представлен вертикально-интегрированными компаниями (ВИНК), созданными в 1990;е гг., а также (ННК) — независимыми нефтяными компаниями: средними и малыми.

Современное состояние нефтегазовой отрасли России требует серьезной модернизации: необходимо внедрение инновационных технологий, новых подходов к решению назревших задач. Многие открытия в отрасли происходят в совместной работе науки и производства: заслуживает поддержку творческое сотрудничество «Транснефти» и НПО «Энергомаш», «РИТЭКа» и Центра имени Келдыша, «Роснефти» и Российской академии наук.

Следует заметить, что неэффективное налогообложение и экспортные таможенные пошлины также являются одной из проблем для нефтегазового комплекса.

Обладая мощным ресурсным потенциалом, нефтяной комплекс обеспечивает около 40% производства первичных энергоресурсов в России, во многом определяет специализацию страны в международном разделении труда. Экспорт нефти является основной статьей товарных поставок из России на международные рынки. На протяжении всей современной истории наша страна выступает крупным экспортером, контролируя 12−14% мирового нефтяного рынка. Представленные к реализации проекты нефтегазовых компаний направлены на стабилизацию и расширение поставок российской нефти на мировой рынок и увеличение налоговые поступления от продажи нефти.

Открытие новых месторождений для развития отрасли фокусируется главным образом на российском арктическом шельфе, который является объектом пристального внимания со стороны участников мирового рынка в силу высокого природно-ресурсного потенциала. Освоение его запасов играет главенствующую роль в экономической и политической жизни страны.

Анализ основных инвестиционных рисков разработки нефтегазовых месторождений арктического российского шельфа показывает высокую степень взаимосвязи успешного осуществления инвестиционных проектов, формирования консорциумов с международным участием, привлечения частного отечественного капитала с совершенствованием механизмов государственного регулирования освоения региона.

Осуществление предприятиями ТЭК инновационной деятельности обусловлено объективной необходимостью и закономерностями рыночных отношений, связанных с ориентацией предприятия на спрос и возрастающими потребностями рынка, обострением конкуренции, усложнением хозяйственных связей, развитием науки и техники.

Крупнейшие нефтегазовые компании России в перспективе планируют стать одними из ведущих участников мирового рынка. В качестве основной проблемы, препятствующей этому, можно назвать недостаточность инновационного развития российских нефтегазовых компаний, хотя в настоящее время технологические инновации, способные повысить эффективность освоения углеводородов, разработаны и предложены для внедрения на всех стадиях: от поиска и разведки до переработки нефти и газа.

Для стимулирования развития ТЭК необходимо увязать науку, производство и образование в единый научный центр. Синхронизация действий всех заинтересованных сторон позволит обеспечить разработку и внедрение нового отечественного оборудования, которое будет востребовано компаниями ТЭК. Учитывая ту роль, которую играет российский ТЭК в экономике страны, его мультипликативный эффект для других отраслей, его включенность в мировой рынок, он призван стать локомотивом инновационного социально-экономического развития России.

Проблема привлечения иностранных инвесторов сегодня является одной из самых значительных для данного сектора экономики. Рассматривая распределение вложений иностранных инвесторов по видам экономической деятельности, можно говорить, что ТЭК России считается наиболее прибыльной сферой.

Для активного развития НГК необходимо в качестве стратегических партнеров привлекать зарубежные и мультинациональные компаний, обладающих передовыми технологиями разведки, добычи и переработки нефти и газа, а также имеющих хорошие позиции на основных международных рынках углеводородного сырья; стимулировать деятельность зарубежных и международных компаний в части размещения на территории России перерабатывающих и нефтегазохимических производств и мощностей по производству нефтегазового оборудования, не имеющего аналогов в России.

Список использованных источников

1. О недрах: Федер. закон Рос. Федерации от 21 февраля 1992 года № 2395−1 (ред. от 30 декабря 2012 года)

2. Россия в цифрах 2007: краткий статистический сборник. — М., 2007

3. Архив Государственной Думы Федерального Собрания РФ (Архив ГД ФС).

4. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года от 13.11.09. — М.: Энергия, 2010

5. Нефтяная промышленность Российской Федерации, 1995: справочник / Нефтяная компания «Роснефть»; Всерос. НИИ орг., управления и экономики нефтегазовой пром-сти; под общ. ред.В. И. Бараза и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1996

6. Долгая дорога к нефти. Публицистическое повествование о становлении коллектива ОАО «Сургутнефтегаз». Сургут: Сев. — Сиб. регион. кн. изд-во, 2002

7. Экономическая политика Правительства России. М.: Республика, 1992

8. Перчик А. И. Возрастание значимости малых нефтедобывающих компаний // Нефть и бизнес. 1997. № 4.

9. Гольман А. И. Родина ЛУКОЙЛа. [Б. м.], 2001

10. Советская Россия. 1992.3 нояб.

11. ОАО «Газпром» [Электронный ресурс] - URL: http://www.politika. su/raznoe/gazprom.html

12. Ларченко А. В. Лекция 2. Природные предпосылки социально-экономического развития России // gendocs.ru. 2011

13. Струкова Е. Россия топит мир: экспорт нефти и газа из РФ снова бьет рекорды за 2011 год // РБК. 2012.

14. Фадеев А. М., Череповицын А. Е., Ларичкин Ф. Д. Устойчивое развитие нового добывающего региона при реализации нефтегазовых проектов на шельфе Арктики // Экономические и социальные перемены: факты, тенденции, прогноз. — 2012. — № 1 (19).

15. Забелло Е. Россия ежегодно сжигает 20 млрд долларов // РБК. 2012.

16. Шмаль Г. И. Как помочь «нефтедонору» // Росссийская Федерация сегодня. 2011

17. Дунаев В. Ф., Шпаков В. А., Епифанова Н. П. и др. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности.3е изд., испр. и доп. — М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008

18. Шмаль Г. И. Отношение к нефтегазовому комплексу должно быть совершенно иным // Информационно-аналитический центр «Экспертиза промышленной безопасности». 2012

19. Голомолзин А. Российский рынок нефтепродуктов монополизирован четырьмя нефтекомпаниями // ИнтерЭнерго. 2010

20. Евпанов Е. Модернизацию экономики нужно начинать с нефтегазового комплекса // Российская Бизнесгазета. — 2011. — № 783/1

21. Моисеева М. А., Войшвилло И. Е., Милоголов Н. С. Налогообложение добычи нефти и газа: тенденции развития // Финансовый журнал. — 2012. — № 1.

22. Громов А., Куричев Н. «Витязь» на распутье // Нефть России. — 2012. — № 1.

23. Забелина О. Российская специфика «голландской болезни» // Вопросы экономики. — 2004. — № 11

24. Лопатников С. Ресурсное проклятие // Еженедельный журнал «Профиль». 2007

25. Орлов В. П. Минерально-сырьевые проблемы России на фоне глобальных тенденций // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2011. — № 2.

26. Гавриленков Е. Нефть падает? Нас спасет гибкий курс рубля! // Slon. 2012

27. Пущик Е. Глобальный рынок бензинов // Аналитический портал химической промышленности. 2012.

28. Кашин В. Арктическая кладовая // Ведомости. — 2008. — 25 июля. — № 137

29. Фадеев А. Международное сотрудничество в освоении Арктики

30. Пыткин А. Н., Баландин Д. А. Анализ инвестиционного потенциала Арктического региона // Проблемы региональной экономики / Ин-т экон. и упр. УдГУ. — Ижевск, 2012. — № 3−4

31. Открытое письмо Отделения международной неправительственной некоммерческой организации «Совет Гринпис» от 5 сентября 2012 года (Электронный ресурс)

32. Карпова С. В. Экологические аспекты инновационной активности компаний нефтегазового комплекса // Нефть, газ и бизнес. — 2010. — № 1.

33. Коржубаев А. Г. Инновационное развитие нефтегазового комплекса России: проблемы, условия, перспективы // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2011. — № 2.

34. Шафраник Ю. Катализатор модернизации // Нефть России. — 2012. — № 10.

35. Марков Н. В чести наука — будет и нефть // Нефть России. — 2011. — № 6.

36. Повышая эффективность добычи. Интервью с главным инженером ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» П. Оборонковым // Нефть России. — 2010. — № 2.