На главную

 

Незавершенные реформы в нефтегазовом комплексе ‒ тормоз развития отрасли

Процесс реформирования нефтегазового сектора в период с начала 90-х гг. по настоящее время можно с определенной долей условности разделить на три основных этапа. До 1995 г. закладывались базовые законодательные основы реформирования (разработка законодательства в сфере недропользования – ведь именно тогда был принят и ныне действующий Закон РФ «О недрах»; вырабатывались подходы к реструктуризации сектора и определению роли государства – в тот период государственная нефтяная компания «Роснефть» сохраняла в своих руках значительную часть активов сектора), осуществлялись шаги по созданию вертикально-интегрированных нефтяных компаний и проводились первые конкурсы на право пользования недрами. На следующем этапе – в 1996–2000 гг. – основной акцент был сделан на приватизации активов сектора и на формировании частных компаний; при этом уход государства из собственности никак не был компенсирован усилением внимания к вопросам эффективного использования запасов углеводородов (право собственности на которые сохранилось в руках государства). Третий этап – начиная с 2000 г. – период бесконечных попыток найти «золотую середину» между сложившейся олигархической моделью собственности на основные активны нефтегазового сектора и требованиями государства, как собственника недр, в их общественно-ориентированном освоении и использовании (здесь и бесчисленные проверки недропользователей, и претензии по неуплате налогов, и отдельные попытки пересмотра итогов приватизации). Однако, вопреки всему, и в настоящее время наблюдается постоянно увеличивающийся разрыв между необходимостью изменить принципы регулирования сектора и принимаемыми властью решениями. И происходит это на фоне того, что энергетический мир становится все более многополярным – усиливается роль Индии и Китая, сохраняется доминирующая роль США в формировании спроса на энергоресурсы, большей гибкостью характеризуется политика стран-членов ОПЕК. В этих условиях особую значимость и важность приобретает балансирующая роль таких стран, как Россия и некоторых других независимых производителей нефти. Сколь долго Россия сможет сохранять свой «полюс»? Этот «полюс» – не только и не столько наличие ресурсной базы, сколько возможность достаточно быстро реагировать на изменения ситуации на внешних рынках. В 2001–2004 гг. роль России как одного из независимых игроков на внешних рынках нефти значительно возросла именно в силу данной особенности. Это объясняется и выбранным направлением реформирования нефтегазового сектора и колоссальным накопленным производственно-техническим и ресурсным потенциалом. Однако в настоящее время появляется все больше и больше пессимизма по этому поводу, несмотря на все еще сохраняющееся видимое благополучие (однако уже на фоне снижения темпов прироста добычи нефти). Основная причина – исчерпание и ранее накопленного производственно-технического потенциала, и позитивного импульса тех базовых стимулов развития сектора, которые были заложены в первой половине 90-х гг. (до начала формирования олигархической модели собственности на активы нефтегазового сектора).

Не случайно Энергетическая стратегия все в меньшей степени соответствует реалиям функционирования и развития сектора. Данный документ требует если не доработки, то, по крайней мере, дальнейшего развития. Например, себестоимость добычи на действующих газовых месторождениях Надым-Пур-Тазовского района сегодня составляет 2–3 долл./тыс. м3 (в устье скважины), на соседнем вводимом Заполярном месторождении – уже 10–12 долл., а на Ямале будет не менее 30–35 долл. В последнем случае существенным фактором оценки темпов и сроков освоения газовых месторождений становится политика в отношении стран Центральной Азии – цена ямальского газа в Европейской части страны превосходит цену газа из центрально-азиатских государств.

ОПЕРЕДИЛА ЛИ РОССИЯ СССР?

Ответ однозначный: нет, пока догоняем. Причем догоняем на основе использования того производственно-технического потенциала, который создавался в СССР. Насколько адекватны мы тем вызовам и изменениям, которые имеют место в мире (см. рис. 1, рис. 2)?

Рис.1. Внешние и внутренние вызовы для НГС России

Не адекватны, если судить по высказываниям отдельных представителей крупнейших российских вертикальноинтегрированных нефтяных компаний. Один из них на энергетическом саммите Россия – США в Санкт-Петербурге в 2003 г. заявил, что главной проблемой для его компании является экспорт. Рост экспорта происходил за счет интенсификации использования ранее созданных активов. При сравнении, например, данных по добыче и экспорту нефти в России в 1988–1990 гг. (570 млн. и 110 млн. т) и мировой цены на нее (17 долл./барр.) с сегодняшними (460 млн. и более 300 млн. т, свыше 50 долл./барр.) видно, что и экспорт, и доходы увеличились многократно. В то же время, этот же руководитель высказал точку зрения, что в России запасов нефти более чем достаточно (по крайней мере, у той компании, которую он возглавляет). Это весьма спорное заявление: ведь ресурсы углеводородов постепенно убывают, и восполнить их удастся не за один год, потому что на ввод месторождения уходит не менее 5–7 лет. С 1990 по 2005 гг. была вынужденная пауза в освоении по-настоящему новых залежей, а не тех, которые вводились в разработку рядом с действующими. Уже с уверенностью можно утверждать, что с 2006 г. добыча в лучшем случае будет неизменной. В газовой отрасли та же картина – новые запасы не подготовлены, месторождения не вводятся.

Рис.2. Основные фонды нефтегазового сектора России и запасы углеводородного сырья

Поэтому снижение добычи будет более жестким по сравнению с тем, что могла бы выдержать экономика России. То же самое относится и к прокачке газа: последние 15 лет не делалось ничего серьезного для того, чтобы газовые артерии могли поддерживать прежние объемы транспортировки, не говоря уже об их увеличении. Это грозит ограничением добычи, в том числе и для независимых производителей.

Во всем мире в нефтегазодобыче идет последовательное снижение издержек и затрат. И у нас здесь на первый взгляд все выглядит вполне достойно. Однако опытный руководитель без обиняков скажет, что наше снижение издержек на фоне последних лет в большой степени искусственно. В первую очередь это связано с тем, что к началу 90-х гг. была создана колоссальная производственно-техническая база, опираясь на которую и удается поддерживать желаемую динамику показателей текущих издержек. Речь идет не более чем об иллюзии (снижение текущих издержек происходит на фоне роста физического износа фондов, чему есть предел, который уже «не за горами»). Если этого вовремя не увидеть и не принять меры, все обернется не просто проблемой 2007 г. (как ее обозначил вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ» Л. Федун), а настоящей катастрофой. Поэтому возникает вполне закономерный вопрос – могут ли наши нефтегазовые гиганты справиться с грядущими проблемами? Автор полагает, что нет – наши компании в одиночку, без активного и целенаправленного взаимодействия с государством с этими проблемами справиться, увы, не в состоянии.

ЧЕМ НАШИ КОМПАНИИ ОТЛИЧАЮТСЯ ОТ АМЕРИКАНСКИХ?

На том же саммите РФ – США аналитик инвестиционного банка Morgan Stanley так сформулировал ответ на этот вопрос: «Американские компании национально ориентированные, а российские, кроме государственных, – нет». Действительно, акционерный капитал западных компаний национален по своей структуре, их владельцами являются (через систему специализированных институциональных инвесторов) миллионы акционеров (включая и пенсионные фонды с накоплениями на миллиарды и десятки миллиардов долларов). Какую, например, долю в компании BP имеет возглавляющий ее Джон Браун? У него меньше десятой доли процента! А наиболее крупные владельцы (их 867) – это институциональные инвесторы, прежде всего, пенсионные фонды (рис. 3).

Рис.3. Структура собственности российских и западных нефтегазовых компаний

Самый большой пенсионный фонд имеет 3,5% акций ВР. Если Джон Браун примет непродуманное решение, представитель фонда на годовом собрании может предложить акционерам прекратить его полномочия. Предположим, что BP завтра поменяет регистрацию и осядет в Москве, чьей она будет компанией – российской? Да нет, по капиталу она так и останется англо-американской. А вот ряд российских вертикально интегрированных нефтяных компаний трудно назвать национальными компаниями. Например, если собственник такой российской компании «пропишется» в Лондоне, то она автоматически станет английской, потому что акционерный капитал принадлежит лично ему. И тогда придется применить чрезвычайные меры, чтобы ресурсы этой компании остались в России. Поэтому структуру собственности в ряде российских компаний можно назвать олигархической, личностной. Структура собственности определяет мотивацию и направленность принимаемых на уровне компании решений – ей соответствуют все действия менеджеров подобных компаний. Олигархический капитал стремится извлечь максимальную прибыль и практически не вкладывает ресурсы в развитие, стимулирует выгодное ему изменение законов, плодит коррупцию и т.д. Соответственно, наши компании по-разному используют недра (рис. 4).

Рис.4. Условия работы российских ВИНК

У Башнефти, Татнефти, ЛУКОЙЛа, Сургутнефтегаза, Роснефти – меньшая доля простаивающих скважин. У других – доля простаивающих скважин и дебит эксплуатируемых в два–три раза выше, что говорит о получении сверхдоходов и о слабом регулировании и контроле государством эффективности использования недр.

Стоит отметить малую долю в объемах добычи неинтегрированных компаний. В начале 1990-х гг. задумывалось создание на базе госсобственности крупных вертикальноинтегрированных компаний («от скважины до бензоколонки»), что и было реализовано. Но я, будучи министром топлива и энергетики, считал, что 51% акций таких компаний надо оставить в госсобственности на длительное время и лишь после того, как у властей созреет понимание, что делать в дальнейшем с интегрированными компаниями, находящимися под госконтролем, разбираться отдельно с каждой из них. На базе достаточно революционного по тем временам закона «О недрах» и прямых инвестиций в новые месторождения задумывалось создать новую нефтяную «поросль», которая должна была бы работать в сугубо рыночной среде. Но что же получилось в итоге? К 2000 г. структура НГС стала практически монопольной (особенно с учетом региональных рамок деятельности отдельных компаний). И прежний взлет малого и среднего бизнеса теперь сходит на нет (рис. 5) – сейчас его доля в добыче нефти составляет всего 5%. Эта тенденция не отвечает ни политической задаче – создать средний класс, ни экономической – направить энергию больших компаний на международные энергетические рынки, на освоение новых ресурсов в других странах, иначе все разговоры об интеграции в мировое сообщество так и останутся разговорами. А малый и средний бизнес мог бы заполнять нишу, высвобождаемую интегрированными компаниями в России.

Рис.5. Структура нефтегазового рынка России

Противостоять отмеченной выше особенности формирования структуры собственности в нефтегазовом секторе России и связанным с ней последствиям поведения компаний можно только путем:

    усиления реальной роли государства в распоряжении принадлежащим ему ресурсным потенциалом недр;

    исключения возможностей и шансов избирательного применения норм и правил, регламентирующих деятельность компаний.

В случае продвижения по данным направлениям будут, с одной стороны, увеличены инвестиции в подготовку запасов углеводородов и в их более рациональное освоение и разработку, а с другой – создано пространство для деятельности инновационно-ориентированных и венчурных компаний, обеспечивающих реальное снижение издержек.

ИНВЕСТИЦИЙ ЯВНО НЕДОСТАТОЧНО

Хотя суммарные инвестиции в нефтяной сектор росли в последние годы, их явно недостаточно. К тому же они разные по величине у разных компаний (рис. 6). По нашей оценке, в 2004 г. они достигли 12 млрд. долл., а требуется – как минимум 25–30 млрд. долл. Так, в начале 1980-х гг. геологоразведка доказала наличие больших запасов углеводородов в Юрубчено-Тахомской зоне в Эвенкии. В соответствии с провозглашенной в 2000 г. программой ее освоения в 2005 г. должны были добыть 3 млн. т, в 2008 г. – 8 млн. т. Однако в 2000 г. извлекли 40 тыс. т, и в 2005 г. будет тот же объем. А ведь эту программу разработала компания, которая три года назад являлась самой капитализированной в России. Вполне правомерен вопрос: если ты стоил 30 млрд. долл., то кто тебе мешал эмитировать на 3 млрд. долл. своих акций и вложить эти средства в Юрубчено-Тахомскую зону? Или из доходов от нефти взять 3 млрд. долл. и инвестировать? Другой пример – менее капиталоемкий Уватский проект в Тюменской области. Он реализуется с 1993 г. и только сейчас немного продвинулся. Инфраструктура региона вполне подготовлена для освоения данного проекта, это не Ванкор на севере Красноярского края (к реализации последнего готовится Роснефть), где нет ни централизованного энергоснабжения, ни проложенных трубопроводов.

Рис.6. Инвестиции в нефтяной сектор России

Новые проекты должны получить межгосударственный статус (шельф, Каспий, Сахалин), федеральный (Ямал, Восточная Сибирь) или региональный (Уватский проект, левобережье Оби). Но готовы ли к инвестициям в них наши финансовые институты? Готовы ли они вкладывать средства в инфраструктуру и стимулировать разработку новых проектов? А правовые рамки и социальные аспекты – все ли здесь осмысленно и продумано? Непаханое поле деятельности – поиск соинвесторов и доступ к передовым технологиям, взаимодействие с государством и компенсация больших рисков (при освоении той же Юрубчено-Тахомской зоны), учет интересов регионов. И главный вывод: готовность к освоению таких проектов – минимальная.

КАК ПЕРЕЙТИ НА ИННОВАЦИОННЫЙ ПУТЬ?

В рациональной стратегии развития отечественного НГС инвестиции и инновации должны стать приоритетными. Надо четко уяснить себе: именно через эти механизмы возможно развитие. При этом инновации я предлагаю рассматривать не в аспекте внедрения чего-то нового (оборудования и технологий), а как комплекс государственных мер, позволяющих через нефтегазовый сектор оживлять и поднимать смежные отрасли, переходить на наукоемкий путь развития. В сегодняшней модели развития ресурсы (нефть и газ) и капитал – российские, а технологии, сервис, кадры (в ТНК–BP работает уже 3 тыс. специалистов из-за рубежа) – иностранные. Безусловно, это сырьевой путь развития. Однако у нас есть и отечественные технологии, оборудование, сервис, специалисты. Все это необходимо рационально совместить. Но не хватает скоординированного стремления к организации эффективной деятельности в подобном направлении (как и профессионализма в принятии решений). Был и есть единственно верный и возможный подход к реализации подобных решений – формирование эффективной системы технического регулирования и обеспечение ее тесной взаимосвязи с процедурами формирования и мониторинга условий использования недр участками. Государство, как собственник недр, имеет на это полное право!

Уже сейчас нефтегазовый сектор, хотя он и так достаточно технологичен, мог бы «поглотить» с пользой для дела любые сверхсовременные технологии. К сожалению, в машиностроительном секторе дела у нас весьма плохи. Если бы мне в 1989 г., когда я был гендиректором Лангепаснефтегаза, будущей «дочки» ЛУКОЙЛа, кто-то сказал, что китайские буровые станки скоро станут лучше продукции Уралмаша, я бы в это не мог поверить. Ведь тогда в Китае не было приличных станков, а Уралмаш таковые уже производил. Сейчас же от Узбекистана до Алжира компании заказывают буровые бригады с китайскими станками, а то и бригады, укомплектованные китайскими специалистами бурового дела! Теперь китайские буровые станки побеждают в конкурентной борьбе с уралмашевскими и уж стали явно дешевле, а российский нефтегазовый сервис переживает не лучшие времена. Нефтегазовый сервис важен не сам по себе. Это серьезный ресурс для государства в деле улучшения ситуации в экономике. Это инструмент снижения затрат нефтяников, полигон для применения новых технологий и оборудования и механизм разрешения дилеммы – сырьевая страна Россия или нет. Через сервис возможно и необходимо направить финансовые ресурсы нефтегазового сектора на инвестиции в другие отрасли, чтобы Россия стала зарабатывать не только и не столько на нефтегазодобыче, сколько на технологиях и оборудовании.

ЧТО ЖЕ ДЕЛАТЬ?

Основное направление изменений состоит – пусть это звучит несколько странно – в восстановлении государственного суверенитета в вопросах недропользования. Как правило, суверенитет – это не просто независимость, а прежде всего – реализация тех возможностей, которые она предоставляет для достижения тех или иных целей. Поэтому необходимо движение по пути последовательного и поступательного формирования процедур и подходов к реализации долгосрочных общественных интересов в развитии нефтегазового сектора страны.

Такое движение не имеет ничего общего с формированием упрощенных и неэффективных подходов – таких как всеобщая уравниловка при введении налога на добычу полезных ископаемых. Именно укрепление олигархического капитала заставило власти перейти к упрощенной, фискальной системе взимания налогов. О развитии говорить уже не приходится, бессмысленно в чем-то обвинять как руководителей, так и собственников компаний. И все потому, что примитивные фискальные методы не способствуют снижению затрат и повышению эффективности работы. А монополизм, утвердившийся в секторе, способствует завышению затрат. Это, конечно, парадокс. В то же время, гибкая система налогообложения, внедрение которой принесет массу выгод государству, возможна только при учете условий разработки каждого месторождения. Но без формирования современных процедур технического регулирования невозможно обеспечить оценку издержек и, следовательно, реально допустимой базы налогообложения для нового проекта.

К тому же до сих пор регулирование природопользования осуществлялось исходя из идей 1992–1994 гг.: лицензионный принцип, совместное ведение федерального центра и регионов. Сейчас же мы скатываемся к замене конкурсов аукционами, к обороту прав на пользование недрами. Я считал и считаю, что законодательство должно меняться эволюционно. Кроме того, главное здесь не закон, а механизмы его исполнения. Мы уже шесть лет рассуждаем о новом законе «О недрах», но не создаем механизмов реализации в целом дееспособного «старого» закона «О недрах».

Будучи в Норвежском Нефтяном Директорате я попросил объяснить принципы предоставления прав на пользование участками недр. Оказывается, Директорат вправе выдать лицензию одному юридическому лицу, но за всю свою историю он этого ни разу не сделал. Лицензии выдаются консорциуму не менее чем из трех компаний. Почему? Потому что в триумвирате разработчиков месторождения одна компания становится оператором, а остальные две являются не только участниками, но и «контролерами» – тщательно следят за исполнением бюджета освоения и разработки месторождения. Я убежден, что для эффективного природопользования в рамках ныне действующего закона о недрах главное – механизмы реализации тех или иных мероприятий. Следует отметить, что в двух российских регионах, Татарии и ХМАО, были разработаны фрагменты эффективных механизмов природопользования. Однако в рамках кампании приведения регионального законодательства в соответствие с федеральным действие данных региональных законов и регламентов прекращено!

Я – за государственное влияние в отрасли. Ведь бизнес всегда развивается, достигая собственных целей за счет других. Сейчас государство вместо того, чтобы влиять или регулировать, скатывается к примитивному прямому управлению собственностью в нефтегазовом секторе, так что, к сожалению, в настоящее время ощущается недостаток координирующего и управляющего государственного влияния. И дело здесь не в людях, а в системе, в структуре управления, которую мы так выстроили.

КТО ПЕРЕДОВИК НА ПОСТСОВЕТСКОМ ПРОСТРАНСТВЕ?

К сожалению, среди отечественных вертикальноинтегрированных нефтяных компаний нет таких, которые могли бы быть отнесены к транснациональным. Все они находятся в самом начале пути вхождения на международные рынки и добычи углеводородов и услуг с этим связанных. Наиболее продвинутым и последовательным в стремлении стать транснациональной компанией является ОАО «ЛУКОЙЛ», планомерно наращивающее зарубежные нефтегазовые активы (но пока доля зарубежных активов очень невелика и не превышает нескольких процентных пунктов).

Развитие же нефтегазового сектора на постсоветском пространстве отличается существенно большим динамизмом. Стоит задуматься над тем, что и в Казахстане, и в Узбекистане, и в Азербайджане инвестиций в нефтегазовый сектор на тонну добычи и на душу населения больше, чем у нас. В 1991 г. Россия добыла 643 млрд. м3 газа, в 2004 г. – 634 млрд. м3. А Казахстан добывал 8 млрд. м3, а сейчас – 20 млрд. м3. Узбекистан – соответственно 42 и 60 млрд. м3. В тяжелейших условиях они наращивали добычу газа. Россия в 1991 г. добыла 462 млн. т нефти, в 2004 г. – 459 млн. т. А Казахстан – 27 и 59 млн. т соответственно, в ближайшие два-три года его добыча дойдет до 80 млн. т. Азербайджан поднял свою добычу с 8 до 16 млн. т. В то же время, выгода продвижения российских компаний не только на Запад, но и в СНГ вполне очевидна. Набирает силу нефтегазовая промышленность Казахстана, Азербайджана, Туркмении и Узбекистана. Себестоимость добычи в этих странах значительно ниже, чем во многих районах России, и в ближайшие годы они могут стать главными конкурентами нашей страны на мировом рынке нефти и газа, особенно в Европе. В этой ситуации самым разумным решением было бы, чтобы российские инвестиции пошли в нефтегазовую промышленность Казахстана, Азербайджана, Туркмении и Узбекистана. Доля российских нефтяных компаний в добыче нефти и газа в этих странах должна составлять не менее 30%. Это позволит не только перейти от конкуренции к партнерству на мировом рынке нефти и газа, но и решить геополитические задачи, стоящие перед Россией.