СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 6
1. ЗАКОНОМЕРНОСТИ И ПРИОРИТЕТЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО РЫНКА РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН 7
1.1 Теоретическая основы функционирования нефтяного рынка 7
1.2 Анализ современного состояния нефтяного рынка РК 16
1.3 Экономическая и геополитические аспекты транспортировки
казахстанской нефти на мирового нефтяные рынки 23
1.4 Развития нефтяного рынка в экономике Казахстана 35
2. ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО РЫНКА 46
2.1 Принципы определение эффективности использования
нефтегазового потенциала 46
2.2 Критерии и показатели оптимального функционирование нефтяной
отрасли 62
3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ МЕХАНИЗМ УПРАВЛЕНИЕ НЕФТЯНЫМ РЫНКОМ 70
3.1 Государственные управление функционирование нефтяного рынка 70
3.2 Организационно — экономический механизм управление
инфраструктурной нефтяного рынка 97
3.3 Эколого-экономическое управление на рынке нефтяных ресурсов 105
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 119
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 122
ПРИЛОЖЕНИЯ А 124
ПРИЛОЖЕНИЯ Б 125
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность исследования. Нефть и природные газы относятся к основным источникам энергии, и совершенно очевидно, что их лидирующая роль сохранится не только до конца века, но и в начале следующего столетия. При безусловном увеличении темпов роста использования альтернативных источников энергии нефть и газ в 2020-2025 гг., по-видимому, будут обеспечивать не менее половины всего потребления энергии в мире,
Сегодня казахстанский бюджет более, чем на 40% своей заполняемостью зависит от доходов, поступающих в виде налогов и сборов из нефтяного сектора. Из данного факта можно сделать вывод о том, что нефтяной сектор является стратегической базой и приоритетным направлением в комплексном развитии экономики Казахстана. Именно поэтому развитию нефтяного сектора в сложившейся экономической ситуации придается особо важное значение.
В стратегической программе Президента Республики Казахстан до
2030 года акцентируется внимание на нефтяном секторе Казахстана и
проводится параллель между экономическим процветанием страны и
рациональным использованием национальных нефтяных ресурсов.
В Стратегии 2030 говорится о необходимости «быстрого увеличения добычи и экспорта нефти и газа с целью получения доходов, которые будут способствовать устойчивому экономическому росту и улучшению жизни народа»
Поэтому можно предположить, что в ближайшем будущем правительство республики будет проводить политику по преодолению проблем неразвитости в области рационального использования нефтяного потенциала страны. Можно предположить, что это будет достигаться комплексом мер по дальнейшему привлечению иностранных инвестиций для дальнейшего долгосрочного партнерства с крупнейшими нефтяными компаниями мира, созданию благоприятных политических и экономических предпосылок для дальнейшего развития нефтяного сектора, строительству экспортных и внутренних трубопроводов для решения проблемы более дешевой транспортировки углеводородного сырья, освоению и стимулированию введения новых технологий и техники, а так же путем создания новых производственных мощностей, обслуживающих нефтяной сектор.
Вместе с тем, все еще остаются в тени и в слабой степени разработанности, как в ряде государственных программ, так и в научно исследовательских проработках решения основополагающих задач перспективного развития нефтяного сектора Республики Казахстан — направления, масштабы и сроки увеличения потенциала перерабатывающих производств, пути повышения глубины переработки исходных ресурсов и наращивание темпов комплексности использования углеводородов с тем, чтобы повысить эффективность функционирования сектора за счет выпуска конкурентоспособной конечной продукции и, тем самым, более полно удовлетворить потребности внутреннего рынка, обеспечить реальные шансы для выхода на зарубежных потребителей.
Все эти проблемы стоят острым вопросом перед нашей страной, так как Республика Казахстан относится к числу традиционно нефтегазодобывающих стран. Ресурсы этого вида сырья до недавнего времени были сконцентрированы в основном в западной ее части. По мере интенсификации увеличения объемов поисково-разведочных работ здесь был открыт ряд богатейших месторождений, что позволило поставить Казахстан в число наиболее крупных по запасам нефти держав мира. И в тоже время, апеллируя таким понятием, как «запасы», не возможно говорить о Казахстане, как о стране: «процветающей», так как у нас в должной степени не развиты добывающая перерабатывающая и химическая промышленности.
Открытия последних лет — нефтегазовые Тенгизское и_Королевское, нефтегазоконденсатное Карачаганакское месторождения придали этому региону особое значение, так как масштабы запасов и годовые отборы ресурса играют решающую роль в темпах развития большинства секторов экономики, формировании доходных статей бюджета, возможностях проведения реструктуризации всех звеньев в самом нефтяном рынке, увеличении валютных поступлений непосредственно в регион.
Большие перспективы строятся в связи с обнаружения нефтегазовых ресурсов в казахстанской части шельфовой зоны. прогнозируемые в пределах 9-15млрд. тонн.
Наличие крупных нефтегазоносных структур предопределило небывалый ранее коммерческий интерес со стороны многочисленных зарубежных компаний, в особенности наиболее известных мировых лидеров в этой области. В результате за сравнительно короткое время был образован ряд совместных предприятий (СП), основные цели которых связываются практически только с разведкой и разработкой нефтегазовых структур. Подобная ситуация складывается сегодня и в новых перспективных зонах сосредоточения углеводородов — в шельфовой части Каспийского моря, южно-Тургайской нефтегазоносной провинции. Здесь присутствие иностранных компаний имеет также заметные тенденции к расширению сферы их деятельности только лишь в направлении увеличения объемов геологоразведочных работ и извлечения сырьевых ресурсов.
Трансформация системы функционирования объектов нефтяного рынка, управления его структурными звеньями обусловили не только коренное изменение в принципах и методах оценки экономических результатов производства, сколько повлияли на понимание необходимости внесение дополнительных коррективов, способных совершенствовать экономической механизм управление нефтяным рынком.
1. ЗАКОНОМЕРНОСТИ И ПРИОРИТЕТЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЯНОГО РЫНКА РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
1.1 Теоретические основы функционирования нефтяного рынка
После раскола СССР, Казахстан, как унитарное государство, получил свободный выход на мировые рынки и был взят курс ориентации на уровень мировых цен. Подобное положение дел было справедливо и для нефтяного сектора Республики Казахстан. Однако необходимо помнить, поскольку энергоресурсов, на которые стремится наш нефтяной экспорт, давно организованы, на них оперируют постоянные поставщики и потребители, Следовательно, для успешной реализации своих стратегических планов Казахстану необходимо иметь четкое представление о балансе сил, представленных на рынке
Мировой рынок нефти входит в число самых развитых товарных рынков мира. Характерной чертой этого рынка является высокая степень конкуренции, как со стороны его поставщиков, так и со стороны его потребителей. Здесь как нельзя более тесно переплелись интересы практически всех развитых и развивающихся стран.
Рыночными процессами на международном рынке нефти и газа, как и на любом рынке товаров и услуг, управляют законы спроса и предложения. Рыночный механизм дает возможность покупателям и продавцам торговать на взаимовыгодных условиях, обеспечивая распространение информации о том, что продавцы хотят продать, а покупатели купить. Установление равновесной цены, в соответствии с классическими представлениями о рыночных отношениях, происходит на рынке под влиянием тенденций и специфических особенностей, как спроса, так и предложения. Однако реальность гораздо сложнее и современные рынки далеки от идеальной схемы совершенной конкуренции (как правило, это олигополистические рынки).
Рынок нефти и нефтепродуктов относится к рынку жесткого типа, то есть характеризуется достаточно долговременным отсутствием альтернативных продуктов и, следовательно, не слишком большой эластичностью спроса от цены. В условиях отсутствия альтернатив определяющую долгосрочную роль в ценообразовании на подобных рынках играют не издержки производства, а комплекс экономических и политических факторов, воздействующих как на краткосрочное, так и на долгосрочное соотношение спроса и предложения нефти.
При этом в развитых странах прослеживается тенденция к снижению самообеспеченности нефтью и неуклонно наращивается их импорт. Импортерами нефти остаются и большинство развивающихся стран: более 80 % развивающихся стран не имеют собственной нефти, и потребности в энергопродуктах покрывают за счет их ввоза.
Географическое размещение нефтяных ресурсов неравномерно. В 2005 году 84 % мировых доказанных запасов нефти было сосредоточено в 13 странах, обладающих наиболее значительными запасами нефти. Большая часть разведанных запасов нефти (66,4%) сосредоточена на Ближнем Востоке, 15 % — приходится на долю Западного полушария, 6,9 % запасов нефти находятся в Африке, 5,8% — на территории бывшего СССР. На долю Азии и Тихоокеанского региона приходится 4,1%, а на долю Западной Европы — всего около 1,8%.
Выявленные причины определяют высокое значение нефтяного рынка для каждого государства мирового сообщества: как для экспортеров, так и для импортеров. Именно это объясняет постоянный интерес к информации об изменениях на нефтяном рынке.
Рыночный механизм дает возможность покупателям и продавцам связываться друг с другом и торговать на взаимовыгодных условиях. Конкуренция и сделки на рынке устанавливают цены, на которых основаны многие решения. Рынок обеспечивает распространение информации о том, что продавцы хотят продать, а покупатели купить, т.е. рынок является средством коммуникации. При росте предложения товаров насыщается спрос, и снижаются цены, что ведет к падению прибыли и сокращению производства. Свертывание последнего обуславливает рост цен и последовательное наращивание выпуска продукции. На рынке сам производитель решает вопросы ритмичности и периодичности своего производства. Товарный рынок предполагает жесткую ответственность за контракты и поставки. Нарушение договорной дисциплины производителем чревато потерей дохода вплоть до банкротства. Характерным свойством рынка является его двойственный характер, две неразрывные составляющие его существования — спрос и предложение.
Изучив кривые спроса и предложения, то есть, исследовав характер зависимости объемов производства и потребления углеводородного сырья от уровня цен на них, можно установить связь цены на нефть с оптимальным использованием ее запасов. Построение кривых предложения на нефтяном рынке связано с большими сложностями. Особенность горнодобывающих. отраслей заключается в том, что элементом затрат производства (цены предложения) являются дополнительные расходы, обусловленные тем, что извлеченными сегодня запасами нельзя располагать в будущем. И поскольку траты на добычу растут по мере истощения запасов, то будущие цены окажутся выше текущих. Вследствие этого кривая предложения для истощаемых ресурсов, особенно нефти, существенно отлична от аналогичных кривых на других рынках. Эти вопросы рассматривает теория истощаемых ресурсов, целью которой является нахождение так называемого «оптимального истощения» не возобновляющихся ресурсов.
Мировой спрос и предложение на сырую нефть представляют собой интересный дисбаланс. Промышленным странам обычно не хватало необходимых ресурсов, для того, чтобы обеспечить свои собственные потребности в нефти, в то время как развивающиеся страны, с избытком ресурсов и производственных возможностей, не нуждались во всем количестве, которое они могли производить для собственных нужд. Этот дисбаланс способствует созданию взаимовыгодной ситуации, когда промышленные страны импортируют нефть у богатых ресурсами развивающихся стран, которые, в свою очередь, развивают свою экономику с помощью доходов от экспорта нефти. Несмотря на то, что шоковые ситуации с предложением. нефти 70-х годов подтолкнули индустриализированные страны к тому, чтобы заменить нефть альтернативными видами топлива и расширить усилия в направлении увеличения консервации месторождений и эффективности разработки, нефть осталась главным видом топлива для этих стран. Попытки создать запасы нефти в качестве страховки против возможных будущих потрясений, а также замедленный характер воплощения этой политики поддерживали довольно высокий спрос на нефть и создали финансовую среду для разработки ресурсов вне Организации стран портеров нефти (ОРЕС). Более низкие цены в период 80-х годов и возрастающий спрос со стороны развивающихся стран по всему миру расширили рынок нефти, количество нефти и газа (к числу которых относится и Республика Казахстан), что изменило структуру мировых яков энергии.
Анализ спроса на нефть за последнее время показал, что потребление нефти претерпело значительные изменения:
значительно увеличился объем потребления нефти в США, Японии, Германии, Китае и в других странах — крупных потребителях
углеводородного сырья. Так в США спрос на нефть за последние восемь лет вырос 50 млн. т., в Японии — на 20, в Германии — на 10, в Китае — на 60. При этом в развитых странах прослеживается тенденция к снижению самообеспеченности нефтью и газом и неуклонно наращивается их импорт. Импортерами нефти остаются и большинство развивающихся стран: более 80% развивающихся стран не имеют собственной нефти, и потребности в энергопродуктах покрывают за счет их ввоза. Ощутимый рост спроса на углеводородное сырье зафиксирован в последнее время в странах, которые относятся к категории «Новых индустриальных стран»: в Мексике, Бразилии, Индии, на Тайване, а также в Индонезии. Наибольший рост потребления нефти продемонстрировала экономика Южной Кореи .
Сегодня в мире потребляется примерно 72 млн. — баррелей нефти в день. По данным Международного энергетического агентства, глобальный спрос на нефть увеличится к 2010 году примерно на треть, достигнув величины 92-97 млн. баррелей в день. Большая часть такого увеличения произойдет за счет роста населения и быстрого экономического роста в странах Южной и Восточной Азии. Суммарное потребление природного газа на сегодняшний день составляет примерно 78 трлн. куб. футов в год. Поскольку развитые страны все больше переходят на газ, спрос на этот вид топлива тоже, вероятно, вырастит.
Таким образом, имея информацию (прогноз) о спросе на ближайшее я Казахстану следует четко выделить для себя перспективные рынки сбыта и ориентировать свою деятельность на них. Исходя из вышеизложенного, можно определить приоритетные направления реализации национальных богатств уже сегодня, и продвигать внешнюю политику страны таким образом, чтобы оптимизировать и максимально приблизить будущий эффект от сотрудничества с перспективными покупателями. И в то же время, при всей открытости и ярко выраженной экспортной направленности экономики Казахстана нельзя забывать о дальнейшем промышленном развитии страны и нельзя допускать ущемление национальных интересов государства со стороны будущих партнеров. Но при сегодняшних условиях ограниченных средств такая задача с трудом решается и полном объеме и приходится поступиться некоторыми составляющими стратегического развития. Как правило, основное бремя такого переходного периода приходится на отечественного производителя и потребителя.
Таким образом, перед Казахстаном стоит первостепенная задача определения потенциально выгодных мировых рынков нефти. Что же такое рынок нефти?
Деньги Деньги
Производитель Рынок Потребитель
Продавец Покупатель
Товары Товары
Рисунок 1- Общая схема рынка
Рынок (market) — всякий институт, который сводит вместе покупателей (предъявителей спроса) и продавцов (поставщиков) конкретного товара или услуги.
Рынок является формой взаимоотношений, связей между отдельными самостоятельно принимающими решения хозяйствующими субъектами.
Так как нефтяной рынок является товарным рынком, то он предполагает создание и функционирование следующих элементов:
1) бирж,
2) экспортной и внутренней торговли,
3) маркетинговых организаций.
Рынок нефти представляет собой совокупность продавцов, заинтересованных продать сырую нефть и покупателей, заинтересованных ее купить. При этом нефтяной рынок можно рассматривать как своеобразный механизм, направленный на достижение конкретной цели — нахождение конкретного покупателя и продавца на конкретный товар, в данном случае — нефть. Причем этот рынок можно рассматривать как в глобальном масштабе- производство мировых сделок между различными странами, так и национальный в рамках одной страны. Товаром нефтяного рынка является -товарная сырая нефть, то есть нефть, прошедшая первичные этапы переработки и подготовленная для транспортировки любым видом транспорта: трубопроводом, танкером, железнодорожной цистерной или автоцистернами.
На сегодняшний день зависимость Казахстана от мирового нефтяного
весьма велика, и любые изменения, которые происходят на биржах, незамедлительно отражаются на экономике страны. Основным изменчивым фактором является, конечно, ценовая котировка на биржах.
Мировые цены на нефть имеют важнейшее значение для казахстанской экономики, так как нефтяной сектор обеспечивает более трети налоговых сборов в бюджет.
Так как нефть является — биржевым товаром, поэтому ее качество
стандартизируется. Существует свыше десятка общепризнанных марок нефти, которые торгуются на разных рынках. Наиболее известны две: WTI (Западно-техасская средняя), котируемая на Нью-йоркской бирже NYMEX, и Brent, котируемая на Лондонской бирже IPE (International Petroleum exchange). Обе марки котируются также на Сингапурской бирже SIМЕХ. Наряду со спотовыми сделками ведется торговля фьючерсами (в более крупных масштабах).
По казахстанским стандартам количество нефти измеряется в весовых единицах (тоннах), по западным — в объемных (баррелях).
коэффициент перехода зависит от плотности нефти и для марки Brent -составляет примерно 7,16 баррелей на тонну. Казахстанская нефть стоит дешевле Brent из-за более низкого качества.
Цена экспортной нефти на казахстанских месторождениях определяется как цена на Brent (фьючерс) — минус более-менее устойчивая скидка за качество — минус цена транспортировки (в среднем порядка $2 за баррель)- минус налоги
Спотовые и фьючерсные рынки нефти и газа
Рынки для сырой нефти, как и для других товаров, имеют две основные функции. Во-первых, они дают возможность для раскрытия рыночной (или равновесной) цены на нефть. Во-вторых, они делают возможным перенос материальных запасов с текущего периода на будущие периоды. Соответственно, существуют главным образом два типа торговли нефтяных рынках: один, основанный на немедленной доставке, организуемый спотовыми рынками, и другой, основанный на поставке на какую-то дату в будущем периоде, проводимые через форвардные или фьючерсные рынки. Сделки на спотовых рынках включают в себя доставку нефти в течение 2-4 недель от даты закрытия сделки. От 2 до 4 недель может показаться долгим временем для биржи для того, чтобы считаться текущим периодом, но движение крупных объемов нефти на большие расстояния занимает как раз такое время. Контракты на крупных спотовых рынках является единообразными по качеству, по количеству и условиям для того, чтобы упростить сделки и сделать их менее дорогостоящими. Сделки могут ходить в любое время дня между сторонами, расположенными в любом месте земного шара.
В отличие от спотовых рынков, форвардные рынки управляют
по контрактам с доставкой в будущем. В момент заключения и не сделки требуется никаких денежных средств, и расчеты по контрактам осуществляются денежными выплатами до истечения срока контракта без физической доставки. Сделка между покупателем и продавцом прямая, без посреднического органа. Форвардные контракты используются как инструменты страхования от риска (хеджирования).
Фьючерсы, наиболее распространенная разновидность форвардных контрактов, также предполагают доставку в какой-то момент в будущем и таким образом служат инструментом хеджирования. В отличие от форвардных рынков, оплата производится в момент заключения сделки. Контракт стандартизирован по качеству и количеству товара. Некоторые виды контрактов, являясь ценными бумагами, могут неоднократно перепродаваться на бирже вплоть до определенного срока их исполнения. Существуют и такие контракты, по которым обязательства могут быть выполнены не путем непосредственной поставки товара, а путем получения
или выплаты разницы в ценах фьючерсного и наличного рынков.
Чтобы гарантировать исполнение контракта, требуется внесение
обеспечения наличными или их эквивалента в виде ликвидных ценных бумаг. Сумма, необходимая на ведение торговли фьючерсами, составляет
обычно 8-15% общей стоимости товара, поставляемого по контракту. Эти
средства представляют собой гарантийное обеспечение и возвращаются
после исполнения контракта или закрытия позиции. То есть, предметом торга цена, а термины «продажа» и «покупка» контракта условны и
означают лишь занятие позиции продавца или позиции покупателя с принятием на себя соответствующих обязательств. Принятие на себя двух противоположных контрактов взаимопогашает их, освобождая тем самым данного участника от их исполнения.
Функционирование фьючерсного рынка и его финансовая надежность обеспечиваются системой клиринга, в рамках которой осуществляется учет участников торговли, контроль состояния счетов участников и внесения ими гарантийных средств. Все сделки оформляются через клиринговую палату, которая становится третьей стороной сделки. Тем самым продавец и покупатель освобождаются от обязательств непосредственно друг перед другом, а для каждого из них возникают обязательства перед клиринговой палатой. Информация о котировках фьючерсов публикуется в специальной прессе и в Интернете.
В сравнении с форвардными контрактами фьючерсы имеют ряд отличительных черт:
— Форвардный контракт привязан к определенной дате, а фьючерс — к месяцу исполнения. Это означает, что поставка товара может быть сделана поставщиком по его усмотрению в любой день месяца, указанного в контракте.
— Поскольку фьючерсных контрактов, а также участников операций может быть много, конкретные продавцы и покупатели, как правило, не привязаны друг к другу. Это означает, что когда какой- то поставщик будет готов исполнить контракт и сообщает об этом в клиринговую палату биржи, организующую исполнение фьючерсов, последняя случайным методом выбирает покупателя из всех покупателей, ожидающих исполнение контракта, и уведомляет его о грядущей поставке товара.
— В отличие от форвардных контрактов, которые обычно продаются на внебиржевом рынке, фьючерсы свободно обращаются на фондовых рынках. Поэтому при необходимости поставщик всегда может отрегулировать свои обязательства путем выкупа своих фьючерсов.
— Главной отличительной чертой фьючерсов является то, что изменение цен по товарам, указанным в контрактах, осуществляется ежедневно в течение всего периода до момента их исполнения.
Фьючерсный рынок выполняет две основные функции:
хеджирование и спекулирование Хеджирование особенно важно для компаний, осуществляющих крупные обороты товарных ресурсов, так как важно зафиксировать приемлемую цену на будущее. Каждый день производители продают фьючерсы, чтобы защитить себя от будущих спадов в цене на нефть, а потребители покупают фьючерсы, чтобы защитить себя от роста цен в будущем. Например, для того, чтобы избежать возможного увелечения стоимости нефти, НПЗ может предпочесть закупить свои будущие запасы по текущим ценам. Что касается спекуляции на фьючерсном рынке, то ее сутью является стремление участников торгов извлекать прибыль из разницы в колеблющихся ценах.
Традиционно большая часть сырой нефти поступала в торговлю на мировой рынок по долгосрочным контрактам по «официальным» ценам экспортирующих стран. Несмотря на то, что спотовые рынки для нефти существовали с 60-х годов, лишь после первого кризиса, связанного с уменшением поставок нефти, они начали претендовать на большую долю в торговле. На торговлю на спотовых рынках приходилось только от З до 5 % общего объема торговли но уже в первой половине 90-х годов эта доля достигла 50 % международном масштабе и 20 % по США. Сдвиг в
сторону спотового рынка был также ускорен вторым нефтяным шоком, сопровождаюшим революцию в Иране, которая сделала контрактные цены ненадежными. Контрактные цены стали так часто изменяться сообразно с ситуацией, что они практически стали неразличимыми по сравнению со спотовыми. После потрясений 1986 года главные нефтеэкспортирующие страны приняли ценообразование по формуле», в соответствии, с которым контрактные цены привязывались к спотовым ценам: и подсчет первых происходил как спотовая цена определенного вида сырой нефти плюс или минус поправочный коэффициент. Например, экспорт продукции из Саудовской Аравии в США оценивался на основании спотовой цены на побережье залива США Северного склона Аляски (ANS) и на основании спотовой цены West Texas Intermediate (WTI). Обычно считается, что спотовая цена WTI идет вслед за ее фьючерсной ценой.
В марте 1983 года Нью-йоркская товарная биржа (NYMEX) ввела торговлю фьючерсными контрактами на поставки легкой малосернистой
в Кушинг, Оклахома. Хотя имеется возможность доставки нескольких потоков (включая Великобританию, Брент, Норвежский Экофиск, Алжирский Сахарский и т.д.), фьючерс идет по (WTI). В течение первого года ежедневная фьючерсная торговля сырой нефтью выросла до 10 000
контрактов и установилась средняя численность в 6000 контрактов (1 контракт включает покупку или продажу 1 000 баррелей нефти). Успех эксперимента (NYMEX) и тот факт, что ОРЕС был положен конец официальному ценообразованию, дал начало образованию фьючерсного рынка для Брент, Великобритания на Международной нефтяной бирже (IРЕ) 80-х годов. В отличие, от контракта (NYMEX) контракт IРЕ не обеспечивает физической доставки, но вместо этого действует согласно форвардному контракту Брент и использует денежные расчеты.
В 90-е годы фьючерсные контракты по сырой нефти входили в самых популярных во всем мире контрактов с точки зрения самого широкого общественного мнения. На начало 1997 года легкая малосернистая нефть, проходящая через биржу NYMEX имеет средний объем 100 000 контрактов и средний открытый спрос около 400 000 контрактов в день, обеспечивая этому виду контрактов место в пятерке самых популярных. В то время торговля сырой нефтью Брент достигла в среднем 50 000 контрактов в день и средний интерес со стороны публики свыше 150 000 контрактов. Объем торговли на этих фьючерсных рынках достигает более половины общей торговли нефтью, что оценивается приблизительно в 300 млн. баррелей в день. Многие эксперты считают фьючерсные цены на нефть NYMEX и IРЕ мировыми ориентирами. Электронная купля-продажа на NYMEX через NYMEX ACCESS позволяет участникам торговли во всем мире покупать или продавать даже в период, когда биржа закрыта. Соответственно, цена для сырой нефти, находящейся в интенсивном торговом обороте в Азии, как, например, Дубайская нефть Fateh или Малазийский Tapis, назначается посредством добавления справедливо зафиксированных спрэдов (разницей между ценой покупки и продажи) к закрытия WTI и Брент.
Разница между текущей и будущей ценами (спот и фьючерсом)_является хорошим индикатором рыночных условий. Спотовая будет иметь тенденцию превышать фьючерсную или форвардную) цену, если материально-технические запасы будут восприниматься как слишком низкие ожидаться, что они будут низкими в ближайшем будущем по сравнению с долгосрочными ожиданиями (такое явление известно как «тенденция к движению назад» — скидка по сравнению с котировкой товара более близкие сроки).
Например, в период кризиса в Персидском заливе, вслед за Ирака на Кувейт, спотовая цена значительно увеличилась в контрактов, заключаемых на будущие 6-12 месяцев. Главными факторами были ожидания особенно суровой зимы в сочетании со срывами. Может иметь место альтернативный вариант, когда будущая цена стать выше, чем спотовая, если материально-технические запасы в настоящее время большие, но имеются ожидания спада в долгосрочном периоде (это известно под названием «контанго» — надбавка к цене наличного товара или к котировке ближних сроков при заключении сделки на более отдаленные сроки).
Например, возросшее производство из Аравии и других стран значительно снизило цены и повысило материально-технические запасы в странах-потребителях, которые воспользовались преимуществом, связанным с низкими ценами. Так как на ожидалось продолжения ситуации с избыточным предложением, фьючерсные цены оставались более высокими, чем спотовые. Начиная со времен первого нефтяного кризиса, прогноз цен показал себя как достаточно важный и определяющий фактор. Исследователи из академических и промышленных организаций и таких организаций, как Департамент США по энергетике (DOE) и Международное агентство по энергетике (IЕА), проводили плановые прогнозные анализы. Однако
проводившиеся анализы ситуации с ценами на нефть страдали значительной неточностью. На рисунке 2 представлены 4 ценовых прогноза, взятых из различных периодов, выполненных DOE. Для целей сравнения представлена фактическая цена.
Прогнозы показывают, что после второго нефтяного шока (прогноз на 1982год), а также после сильного изменения цен на нефть в 1986 году ожидается значительное повышение цен. Теория невосполнимых ресурсов предполагает, что такое увеличение в цене невосполнимых ресурсов будет происходить по мере роста их кумулятивной добычи. Однако данная модель имеет ряд неправильных допущений, касающихся, например, пополнения запасов. В самом деле, дополнительные к ресурсной базе запасы были очень значительными с периода 70-х годов и остаются решающим фактором, влияющим на точность прогнозов в отношении будущего предложения нефти. Составителям прогнозов также не удалось ввести в свои модели развитие технологий, расширивших добычу с действующих месторождений. Также не были включены факторы воздействия консервации месторождений и программы эффективности работ, неправильно была оценена возрастающая роль альтернативных видов топлива. Оглядываясь назад, на 70-е и 80-е годы, можно понять, что составители прогнозов переоценили или неправильно истолковали возможности ОРЕС. Все эти факторы привели к недооценке мирового предложение нефти. В сочетании с переоцениваемым, как обычно, спросом, не удивительно, что прогнозы не совпадали с дальнейшим развитием на нефтяном рынке.
Неудачи с прогнозами в прошлом не означают, что прогнозирование не может быть полезным. Будущая цена на нефть оказывает значительное влияния на оценку нефтяных проектов. Нефтегазовая промышленность – очень рискованная сфера в целом, поэтому инвесторам, вкладывающим в проекты, связанные с разведкой и добычей нефти, для принятия решения необходимо, как можно более точно знать будущие тенденции цен.
Прогнозирование может быть очень полезным, если оно проводится тщательно, и достаточное внимание уделяется каждой переменной, имеющей отношение к данной области.
1.2 Анализ современного состояния нефтяного рынка РК
В стратегии развития Казахстана до 2030 года особая роль отводится нефтегазовому рынку страны. Эффективное использование нефтегазовых
будет способствовать устойчивому росту экономики и улучшению жизни народа.
По запасам нефтегазовых ресурсов Казахстан занимает среди других в мире 12 место, а по добыче 15 место.
Основными нефтегазоносными провинциями Казахстана являются Прикаспийская впадина, Мангышлак, Бузачи, Южно-Тургайский прогиб. В настоящее время идет интенсивная разведка шельфовой зоны Каспийского моря. Прогнозируемые нефтяные запасы Каспийского региона, по мнению
народных специалистов, составляют для Казахстана 85 млрд. млрд. барр. 11,548лрд.т.).
В Казахстане на сегодняшний день открыто свыше 200 месторождений нефти и газа.
В 10 наиболее крупных месторождениях сосредоточены 87,8 % всех запасов и 85,9% добычи нефти республики, уникальными признаются
Тенгизское нефтегазовое месторождение в Атырауской области и Карачаганакское газонефтеконденсатное месторождение в Западно-Казахстанской области.
По степени промышленного освоения в структуре запасов преобладают запасы месторождений, подготовленных к промышленному освоению, большая часть которых относится к региону Прикаспия. Доля запасов разведываемьтх и законсервированных остается невысокой. Основные месторождения нефти и газа приурочены в Западном Казахстане прибортовым зонам Прикаспийской впадине. Ведущее положение в географическом размещении запасов и добыче нефти занимает Атырауская область, а природного газа-Западно-Казахстанская.
Наиболее крупными месторождениями являются Тенгизское нефтегазовое, Карачаганакское нефтегазоконденсатное, Узеньское газонефтяное, Жанажольское нефтегазовое, Северо-Бузачинское газонефтяное, Жетыбайское нефтегазоконденсатное, Каражанбасское газонефтяное, Кенкияк — нефтяное, Кумколь – нефтяное рисунок2).
Прочие
13%
Жетыбай
7% Тенгиз
31%
Каламкас
7%
Узень
20%
Каражанбас 5%
Жанажол
6%
Карачаганак Кумколь
8% 3%
Рисунок 2 — Структура начальных извлекаемых запасов разрабатываемых месторождений
Актюбинская
9%
Карагандинская Кызылординская
4% 1%
Атырауская Мангистауская
38% 41%
Западно-Казахстанская
7%
Рисунок 3 — Распределение начальных извлекаемых запасов нефти по административным областям
Нефтяной потенциал Казахстана в последние годы резко возрастает за счет обнаружения огромных запасов шельфовой зоны Каспия.
Казахстанский сектор Каспийского моря, условная граница которого
располагается вдоль меридиана 49°3О, в географическом отношении
разделяется на две приблизительно равные части: северную (мелководную
часть моря) и южную (глубоководную часть моря). Южной границей мелководной части считается широта мыса Тюб-Караган. Средняя глубина моря здесь около шести метров. Южнее мыса Тюб-Караган располагается глуководная часть акватории, географически относимая к Среднему Каспию. Глубина моря здесь колеблется от десятков до первых сотен метров.
По результатам ранее проведенных географических исследований выявлено несколько десятков структур. Наиболее важными результатами
исследований является выявление в пределах акватории верхнепалеозойской карбонатной платформы с рифовыми массивами: Кашаган Адайское, Мурунжырау и другие. Эти данные позволяют предполагать, что наиболее высокий потенциал нефтегазоносности Прикаспийского региона сосредоточен в пределах Северного Каспия. Кроме того в пределах акватории предполагаются более высокие, чем на суше, преспективы нефтегазоносности надсолевых образований, аналогичные месторождениям Мартыши, Прорва идругим.
Не менее значительные перспективы нефтегазоносности структур Южного Каспия, возможно являющихся морскими аналогами крупнейших месторождений Узеньское, Жетыбайсоке, Дунга за счет увеличения мощности осадочного чехла в сторону акватории, продолжение Бузачинской группа месторождений в море, Каражанбас и другие.
Весь рассматриваемый регион может быть подразделен на три самостоятельные зоны:
1) Прикаспийская, включая морское продолжение Приморского, Атырауского, Новобогатинского, Октябрьского и Жамбайского поднятий;
2) Бузачинская, включая морскую часть одноименного поднятия;
З) Мангистауская, включая морское продолжение Тюб-Караганской антиклинали, Песчано-Ракушечного поднятия, Сегиндинской и Жазгурлинской впадины.
Потенциально наиболее перспективной их них является Прикаспиская, где по самым осторожным оценкам прогнозные ресурсы нефти могут составлять 2,5 млрд. т. и до 1,5 трлн. м3 свободного газа.
Основные перспективы Бузачинской зоны связаны с нижнемеловыми,
юрскими и, возможно, триасовыми песчано-глинистыми породами. Прогнозная оценка запасов нефти 250-З00 млн. т., однако эта цифра может
быть выше, с учетом возможности открытия залежей геоантиклинального типа. Мангышлакская зона довольно неоднородна по своему строению.
Прогнозные запасы нефти, связанные здесь с мезозойским комплексом пород, могут оцениваться в 800 млн. т. Наиболее вероятно открытие
газонефтяных и газоконденсатных месторождений без сероводорода. Примером могут служить открытые месторождения Ракушечное-море и Скалистое-море.
В целом потенциальные запасы шельфа оцениваются по нефти на уровне 3,5 млрд. т. и по газу до 2,0 трлн. м3, что сопоставимо с общими запасами всех категорий на суше.
По последним данным потенциальная возможность шельфовой зоны оцениваются в 9,0 — 26,0 млрд. т. нефти, а реально извлекаемые запасы нефти в целом в Казахстане оцениваются в 11,0 млрд. т. нефти, что превращает его в одну из богатейших стран мира по запасам нефтегазовых ресурсов.
По данным Министерства геологии и охраны недр РК., по состоянию на начало 1999 года запасы газа промышленных категорий, включающие
свободный газ газовых шапок, разведаны на 75-ти месторождениях углевдородного сырья. Суммарный объем составляет около 1901 млрд. м3. при этом остаточные запасы оцениваются специалистами более чем в 1830 млрд.м3.
Запасы газового конденсата по категориям А+В+С1, учтены по 31 месторождениям. Остаточные извлекаемьие запасы газового конденсата составляют около 694 млн. т. при начальных запасах 714 млн. т. Добыча конденсата в республике осуществляется на 15-ти месторождениях. Из более чем 20млн. т накопленной к началу 1996 года добычи конденсата около 18 млн. извлечено на Карачаганакском месторождении, запасы газового конденсата, на котором составляют около 91 % всех запасов конденсата Казахстана. Кроме Карачаганакского месторождения значительные запасы конденсата установлены на месторождениях Жанажол (Актюбинской обл.) и Имашевское (Атырауской обл.). На остальных месторождениях запасы газового конденсата не превышают 0,2-0,3 млн.т. Исключение составляют месторождения Тенге, Южный Жетьибай, Ракушечное (в .Мгтауской обл.), запасы конденсата, на которых превышают указанное
На сегодняшний день руководство нефтяного сектора осуществляет ННК «КазМунайГаз» которая была создана Указом Президента Республики Казахстан от 4 марта 1997 года. Основной целью деятельности ННК «КМГ» является содействие производственно-экономическому развитию нефтегазодобывающей промышленности в республике, а также смежных производств-нефтехимии, энергетики, строительства, машиностроения, сферы услуги т.д. Другой целью является привлечение иностранных инвестиций, приток которых составляет более 40млрд долл. В своей работе ННК «КМГ» опирается на основные законы РК: «Закон о нефти» (1996) и которые призваны регулировать природопользование в республике.
В состав компании «Казахойл» входит АО «Эмбамунайгаз» (85%),часть акета акций АО “Актюбемунайгаз” (20,5 %), АО «Тенгизмунайгаз» (85%) и другие предприятия. АО «Южнефтегаз» приватизировано 28 августа 1996 года, 90 %-тами его акций владеет канадская компания «Харрикейн Хадрокарбонз» и оно переименовано в 1997 году в АО «Харрикейн Кумкол». Контрольным пакетом акций АО «Актюбемунайгаз» (60%) владает Китайская национальная нефтяная компания (CNPC). Контракт был заключен 3 июня 1997 года сроком на 20 лет. Стоимость его составляет 320млн. долл. Также Китайская национальная нефтяная компания (КННК) выиграла тендер на разработку Узеньского месторождения, второго после Тенгизского по запасам нефти в Казахстане. Его извлекаемые запасы специалисты оценивают в 140 млн. т. нефти. Сегодня здесь добывают около 2млн. сырья в год. КННК берется, затратив в течение 5 лет — 4 млрд. 380млн. долл., довести ежегодную добычу до 8 млн. т. Кроме того, 1 млрд. 100 млн. долл. планируется вложить в АО “Актюбемунайгаз” и к 2007 году выти здесь на уровень в 6 млн.т. нефти. В течение 5 лет стороны намерены продолжить нефтепровод с запада на восток до границы с Китаем. Общая сумма контракта между Казахстаном и Китаем составила 9,5млрд.долл.
АО «Мангистаумунайгаз» приватизировано также в 1997 году. соглашение подписано 11 мая с индонезийской компанией «Сентрал Эйша
Перолиум ЛТД», входящей в группу компаний «Медко Энерджи Корпорейшн». Им принадлежит 60 % акций. Общая сумма составит 4 млрд.
348млн.долл. Из них 4,1 млрд. инвестиций будут сделаны в течение 20 лет; бонусы — 248 млн. долл., экологическая программа — 70 млн. долл., социальная сфера — 30млн,долл.
АО «Актюбемунайгаз», расположенное на территории Актюбинской области, осуществляет разработку и эксплуатацию нефтяных месторождений «Жанажол» и «Кенкияк» и структурно подразделяется на нефтогазодобывающие управления «Октябрьскнефть» и «Кенкиякнефть», Актюбинское управление разведочного бурения и Октябрьское управление
буровых работ, Жанажолский газоперерабатьивающий завод.
Управление «Октябрьскнефть» находится в г. Октябрьске
Актюбинской области и осуществляет разработку и эксплуатацию нефтегазового месторождения «Жанажол».
Нефтедобывающее управление “Кенкиякнефть” расположено в поселке Кенкияк и осуществляет эксплуатацию одноименного месторождения.
Октябрьское управление буровых работ расположено в г. Октябрьске
и осуществляет бурение скважин на Жанажольском месторождении и Кенкияке.
Актюбинское управление разведочного бурения осуществляется бурение поисковых и разведочных скважин на территории Актюбинской области. Кроме того, в составе объединения работают: Октябрьское и Кенкиякское управление технического транспорта; управление технологического транспорта и специальнои техники; СМУ «Актюбинскнефть», Джаксылгайская и Октябрьская базы производственной технического обслуживания комплектации.
Месторождение “Жанажол” приурочено к подсолевым нижнепермским и каменноугольным отложениям. Извлекаемые запасы составляет 103,346 млн.т., газового конденсата 26,542 млн. т., полутного газа 25,323млрд.м3 и свободного газа из газовой шапки 100,48 1 млрд.м3.,Объем добычи нефти по месторождению составил 2,338 млн.т.попутного газа — 699,9 млрд.м3.
Месторождение “Кенкияк” приурочено к надсолевым отложениям и содержит 10,355млн.т. извлекаемых запасов нефти. Добыча нефти сославила 285,5 тыс.т. Число работающих на АО “Актюбемунайгаз” составляло — 9,2тыс, человек. с учетом предстоящей реструктуризации установлен лимит численности работающих в размере 6879человек. Объем капитальных вложений составил 65,4 млн. долл., в том числе за счет кредитов с китайской стороны — 42,4 млн. долл., за счет собственных средств — 13 млн, долл. Все кредиты были краткосрочными. Себестоимость тонны нефти в 1998 году была 3,3тыс.тенге.
АО “Мангистаумунайгаз” находится в городе Актау и структурно подразделяется на НГДУ “Комсомольскнефть”; Узеньское управление буровых работ; Мангистауское управление буровых работ; Жетыбайское управление буровых работ; Управление технологического транспорта; капитального ремонта скважин.
НГДУ «Жетыбайнефть» разрабатывает и эксплуатирует месторождения: Жетыбай с извлекаемыми запасами нефти 143,7 млн. т., эксплутация ведется с 1967 года, добыто около 35 % извлекаемых запасов нефти; Восточный Жетыбай с начальными извлекаемыми запасами нефти 4,434млн. т., эксплуатация ведется с 1978 года, добыто около 40 % извлекаемых запасов нефти; Южный Жетыбай с начальными извлекаемыми ласами нефти 2,328 млн. т., эксплуатация ведется с 1973 года, добыто 50 % кэвлекаемых запасов нефти; Оймаша с начальными извлекаемыми запасами нефти 4,04 млн. т., добыто около 20%; Бектурек с начальными извлекаемыми запасами нефти 1,389 млн. т., введено в эксплуатацию в 1974г.; Тасбулат, введенное в эксплуатацию в 1992 году с начальными запасами 5,032 млн. т.; Асор, введенное в эксплуатацию в 1982 году, с чальными извлекаемыми запасами 10,384млн.т.
НГДУ «Комсомольскнефть» разрабатывает нефтяное месторождение Каламкас, введенное в разработку в 1979 году, с начальными извлекаемыми запасами 165,824 млн. т. За время эксплуатации добыто менее 30% от начальных извлекаемых запасов.
АО «Мангистаумунайгаз», являясь самым крупным добывающем предприятием РК, характеризуется падающей добычей, так, в 1998 году было добыто 3347,4 тыс. т. нефти, что составило по сравнению с 1997 годом 74,7%. Большая часть нефти добывается на месторождениях Каламкас и Жетыбай. Снижение добычи, кроме технических причин, было связано с трудностями в реализации.
Опытно-экспериментальное НГДУ «Каражанбаснефть», подчиняющееся непосредственно национальной нефтяной компании, разрабатывает нефтяное месторождение на полуострове Бузачи с
применением тепловых методов повышения нефтеотдачи: закачки перегретого пара в нефтяные залежи и внутрипластовое влажное горение нефти; месторождение введено в эксплуатацию в 1980 году с начальными извлекаемыми запасами нефти 96,983 млн. т., за время эксплуатации добыто около 10% извлекаемых запасов.
Одним из старейших нефтегазодобывающих предприятий республики является АО «Эмбамунайгаз», расположенное в г. Атырау. Структурно объединение подразделяется на: НГДУ «Жаикнефть», НГДУ «Доссорнефть», НГДУ «Макатнефть», Балыкшинское управление буровых работ, вышкомонтажная контора, Центральная база производственного обслуживания, Центральная научно-исследовательская лаборатория, управление технологического транспорта, трест «Эмбанефтьстрой» и другие.
В настоящее время АО «Эмбамуннайгаз» разрабатывает 22 нефтяных месторождений.
В южной части Тургайского прогиба на границе Кызылординской и бывшей Жезказганской областей открыта новая нефтегазовая провинция. В Кызылорде образовано АО «Харрикейн Кумколь», которое разрабатывает месторождение Кумколь с 1996года.
Структурно «Харрикейн Кумколь» подразделяется на: Кумкольскую экспедицию глубокого эксплуатационного бурения, Кумкольское управление технологического транспорта, Кумкольское управление производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования, Мп «Мунайши», МП «Казахстан», отдел рабочего снабжения.
По месторождению Кумколь утвержденные запасы нефти составляют 89,4 млн.т., попутного газа — 1,72млрд.м3.
АО «Тенгизмунайгаз» расположено в поселке городского типа Кульсарьи и имеет на балансе 19 нефтяных месторождений надсолевого комплекса. Структурно оно подразделяется на НГДУ «Кульсарьшефть», «Прорванефть» и другие транспортные и обслуживающие подразделения.
На современном этапе в эксплуатации находится 11 месторождений с
балансовыми запасами нефти, тыс.т.:
1) Центрально-Восточная Прорва — 52001;
2) Западная Прорва – 23565;
3) Терень-Узек – 24238;
4) Тажигали — 6635;
5) Актобе – 5171;
6) Досмухамбет — 4079;
7) Каратон Кешкинбет – 8064;
8) Касчагыл – 1278;
9) Кульсары – 7080;
10) Мунайлы – 1080;
11) Акинген – 1825.
Совместная предпрятие Тенгизшевройл” расположено в Венгерском вахтовом поселке вблизи месторождения Тенгиз, которое разрабатывается на основании контракта с Республикой Казахстан совместно с американской нефтяной компанией “Шевройл”. Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию с апреля 1992 года с извлекаемыми запасами (по вскрытой части подсолевых отложений) 7 251 377 тыс.т. В настоящее время добыча нефти ограничивается возможностями газоперерабатывающего завода и квотой на транспортировку через территорию России. С пуском очередных КТЛ (комплексно-технических линий) газоперерабатывающего завода, которых всего планируются построить 12, добыча нефти в 1998 году достигла 8,46 млн.т в 2002 будет – 12,0 млн.т а в дальнейшем будет доведена до 36млн.т. в год.
Компания Chevron была первой, подписавшей контракт в 1993 году на совместном предприятие по развитию гигантского Тенгизского месторождение в Западом Казахстане, в котором сегодня и компания Mobil имеет свою долю. Обширные газовые месторождение Карачаганак развивается при содействий консорциума, включающего British Gas, Agip и Техасо. Казахстан недавно подписал документ на разведку 12 участков своих оффшорных каспийских вод.
Большая часть казахстанской нефти залагает на больших глубинах (более 5000м), как правило, в условиях высоких температур и давлений, воздействия агрессивных газов. У нефтяников республики нет технических средств по разведке и добыче глубокозалегающей нефти. По некоторым предварительным оценкам, залежи нефти и газа Каспием, в частности казахстанской части его шельфа, превышают весь объем добываемых сегодня в Казахстане углеводородов. В связи с этим в республике начал работу специальный государственный консорциум по геологоразведке шельфа Каспийского моря. В состав консорциума вошли семь известных компаний: «Аджип» (Италия), «Бритиш газ», «Бритиш Потролиум» (Великобритания), «Стат ойл» (Норвегия), «Мобил Ойл» (США), «Шелл» (Нидерланды) и «Тотал» (Франция).
По оценкам специалистов, проект освоения Каспийского шельфа
указанными компаниями в составе «Казахстан Каспий шельфа» в начале ХХI столетия станет самым крупным в мире в нефтяной сфере.
На разведку консорциум планирует затратить от З00 до 500 млн. долл. Разработка обнаруженных месторождений потребует новых инвестиций.
Помимо этого, даются гарантии не нарушать экологического равновесия в уникальном регионе Каспийского моря.
1.3 Экономические и геополитические аспекты транспортировки
казахстанской нефти на мировые нефтяные рынки
Казахстанский энергетический сектор развивался как компонент с сильной интеграцией регионального энергетического рынка с южной частью Российской Федерации и ныне центрально-азиатскими государствами. Энергетические системы Казахстана более тесно интегрированы с энергетическими системами соседних государств, чем внутри страны. Это привело к ситуации, в которой существует дефицит на конечный энергетический продукт. Хотя страна имеет собственные запасы и достаточное производство сырой нефти и мощности для ее переработки. Казахстан характеризуется высокой интенсивностью и неэффективностью использования энергии. Поэтому вполне обоснованы усилия правительства по созданию независимой энергетической системы, собственной инфраструктуры, строительству нефтепроводов как внутренних, так и экспортных.
За последние несколько лет в нефтяном секторе промышленности Казахстана произошел ряд значительных и фундаментальных изменений. Некоторыми элементами этих изменений являются: введение системы тарифов на транспортировку нефти, таким образом, были созданы новые условия для ведения бизнеса среди поставщиков и компаний эксплуатирующих нефтепроводы; рынок нефти и нефтепродуктов больше не управляется директивами центральных планирующих органов и Министерства, но при этом рынок стал подчиняться новым рыночным и политическим силам, отсутствовавшим в бывшем Советском Союз.
Трудности с транспортировкой сырой нефти внутри и за пределы Казахстана обусловлены по крайней мере двумя причинами. Одна из них связана непосредственно с нефтепроводами. Значительная часть нефтяных и газовых ресурсов удалена от отечественных предприятий нефтепереработки и испытывает недостаток в местных трубопроводах. Ресурсы залегают в западной части республики, главным образом в Прикаспийском регионе и частично в Центральном Казахстане (Кумколь) — в тысячах километров от основных центров потребления на северо-востоке и юго-востоке. Кроме того, требует разрешения и проблема оптимального маршрута транспортировки казахстанской нефти на международные рынки. Недостаток экспортных трубопроводов в республике мешает большинству инвесторов запустить сколько-нибудь важные, дорогостоящие программы в нефтяном секторе.
Другая проблема касается квот на экспорт. В настоящее время Казахстан вынужден ежегодно обращаться в Министерство топлива и энергетики России за получением квот, определяющих объем нефти, который российский оператор «Транснефть» должен пропустить через трубопровод до Самары. Одна квота выдается на экспорт сырой нефти за пределы СНГ, другая — на доставку нефти потребителям в России в государствах бывшего СССР. На 2006 год квота составляет 10,5 млн, тонн в год.
Современные нефтегазопроводы Казахстана являются частью нефтепроводной системы бывшего СССР. В настоящее время 49 тыс. км нефтепроводов бывшего СССР перешли под юрисдикцию России, и с ними тесно связана вся нефтепроводная система Казахстана (рисунок 8).
Первый нефтепровод Доссор — Ракуши — Каспий протяженностью 154км был сооружен и эксплуатировался еще в дореволюционное время. В
1934 году был сдан в эксплуатацию нефтепровод Каспий — Орск протяженностью 830км, в 1966 году — нефтепровод Узень — Жетыбай — Актау
протяженностью 141,5км. первый в мире уникальный
трансконтинентальный горячий нефтепровод Узень — Жетыбай — Актау — Самара протяженностью 1500км Был построен в 1968 — 1970 гг.
В настоящее время управлением сетью трубопроводов в Казахстане занимается НКТН «КазТрансОйл» , созданная в апреле 1997 года решением правительства РК путем реорганизации республиканских государственных предприятий «Южнефтепровод» и «Магистральные нефтепроводы Казахстана и Средней Азии». Компания является естественным монополистом на рынке услуг по нефтепроводному транспорту и уполномочена представлять интересы Казахстана во всех трубопроводных проектах. Стоимость активов НКТН «КазТрансОйл» оценена аудиторской компанией «Эрнст&Янг» в 1 миллиард долларов.
Основные технические характеристики главных магистральных нефтепроводов приведены в таблице 1,2,3,4.
Указанные нефтепроводы обеспечивают транспорт нефтей ННК «Казахойла» на Атырауский НПЗ и Самарскую базу смешения и перекачки нефтей, а также из Западной Сибири на НПЗ Казахстана (Павлодар, Шымкент) и Средней Азии (Фергана и Чарджоу).
Длительный срок службы нефтепроводов, активность грунтов приводят к увеличению числа отказов на линейной части. Поэтому из года в
год наращиваются объемы капитального ремонта трубопроводов и
возрастают потребности в трубах, изоляционных материалах, электродах и
ремонтной техники.
Теоретическими расчетами установлено, что для повышения срока службы трубопроводов необходимо использовать при их строительстве трубы оптимального диаметра (400-бООмм). С увеличением диаметра труб течение жидкости в них носит не ламинарный, а турбулентный (вихревой) характер, растет запас кинетической энергии, и следовательно, повышается вероятность их разрушения.
Таблица 1. — Техническая характеристика основных магистральных
нефтепроводов
Нефтепровод Год
ввода Протяжен-
ность, км Диаметр мм Производительность
млн.т./год Коли-
чество
НПС
проектная Фактич.
Узень-Актау 1966 142 500 8 3,2 4
Узень-Атырау
Каламкас
Каражанбас-Актау
Тенгиз-Грозньий 1970 683 1000 30 9,1 6
1979
1990 62
678 500
1000 8/15
30 8/5
— 4
3
Продолжение таблицы
Прорва-Кульсары 1986 103 500 5 3 2
Эмбинские нефтепроводы
Павлодар-Шымкент
Кумколь-Каракоин 1977
1983
1977
1983
1990
4156
1636
200х2
200-500
800
500/700
300
15
25
15
5
7
13
5
3
10
12
1
4
Кенкияк-Орск 1968 400 300 5 3 4
В настоящее время в связи с повышением уровня Каспийского моря более 100км нефтепровода с вдоль трассовыми коммуникациями попадает в зонызатопления.
Система нефтепроводов делится на три региона: западный, центральный и восточный.
Западно-казахстанская сеть трубопроводов. Нефтепроводы, находящиеся на западе Казахстана, самые старые в стране. Первые нефтепроводы появились еще до 1917 года. Существующая система нефтепроводов обеспечивает транспорт нефтей производственных объединений «Мангистаумунайгаз», «Тенгизнефтегаз», «Эмбанефть» на Атырауский НПЗ и Самарскую базу смешения и перекачки нефтей.
Таблица 2 — Характеристика трубопроводов западно-казахстанской сети
Сегмент
трубопровода Мощность в год,
млн. тон Ввод в
э эксплуата-
цию год длина,
км диаметр,
мм
Проектн фактическая
Узень-Атьирау-
Самара 30 10 1974 1379 1020/720
Тенгиз-Атырау Астрахань 20 1998 453 1020
Узень Жетибай 8 3,26 1996 68 500
Жетыбай-Актау 8 1,47 1974 73,6 500
Каламкас- Каражанбас 5 4,8 1986 62,1 500
Каражанбас-Актау 8 6 1979 202,4 720
Саргамыс-Тенгиз 2 0,6 1968 30 300
Прорва-Кульсары 5 0,3 1986 103 500
Центрально-казахстанская сеть трубопроводов. Нефтепроводы в Центральном регионе были построены в 1968г. В настоящее время единственным нефтеперерабатывающим заводом, эксплуатирующим эти трубопроводы, является Орский НПЗ. Раньше все поставки нефти по этой системе производились в соответствии с межгосударственными балансами по обмену. Однако из-за ограниченного спроса на нефть в Орске и коммерческих разногласий с АО «Актюбинск нефть», добыча на этих месторождениях периодически сдерживается. Мощности этих нефтепроводов использовались на 50 %.
Таблица 3 — Характеристика трубопроводов центрально-казахстанской сети
Сегмент
трубопровода Мощность в год,
млн.тонн Ввод в
эксплуатацию год длина,
км диаметр,
мм
Проектная Фактическая
Кенкияк Орск 1-ая линия 1,7 1,9 1968 400 325
Кенкияк — Орск 2-ая линия 5,0 включено в вышеприведе иную цифру 1986 400 530
Восточно-казахстанская сеть трубопроводов. Нефтепроводы на востоке страны являются самими новыми среди нефтепроводов Республики Казахстан. Основной трубопровод на Павлодар был построен в 1977 году. Его продолжение до Шымкента было завершено в 1983 году. Участок Кумколь-Каракаин был построен в 1990 году. Система нефтепроводов была спроектирована таким образом, чтобы обеспечивать потребности казахстанских НПЗ в Павлодаре и Шымкенте, потребности Узбекистана в нефти и Туркменистана.
Таблица 4 — Характеристика трубопроводов восточно-казахстанской сети
Сегмент
трубопровода Мощность в год,
млн.тон Ввод в
эксплуатацию год длина,
км диаметр,
мм
Проектная Фактическая
Омск — Павлодар – Шымкент 25 20 1977 1859 1020/800
Кумколь – Каракаин 7/14 3,7/4,8 1990 199 500/700
Существует обширная система нефтепроводов, соединяющая главные районы добычи в Западной Сибири с Восточным Казахстаном. Главная трубопроводная ветвь простирается от Южного Балыка до Омска. данный трубопровод построенный в 1967 году, диаметр 1020мм, длина до Казахстана — 1250км, существующая пропускная способность трубопровода равна 42 мил. Тон в год, коэффициент использования в 1995 году был меньше 50%
Главным Нефтепроводным объединением, обслуживающим данный регион, является АО «Управление Транссибирскими магистральными нефтепроводами». Существующая сеть нефтепроводов соединяет месторождения Западной Сибири с заводами в Восточной Сибири. Направление потока — к Восточной Сибири. Подводя итог обзору сети существующих нефтепроводов, можно отметить, что Восточный Казахстан находится в выгодном положении, так как уже имеет связь с важным регионом по добыче нефти. В будущем данная транспортная система может иметь значительную «гибкость» и, если будет разрабатываться проект экспортного трубопровода в Пакистан или Индию, то эта система может быть объединена в одну общую систему.
В настоящее время все экспортные поставки по трубопроводам из Казахстана на валютные рынки производятся через нефтепровод Атырау — Самара. Самарская база смешения является важным центром в системе Транснефть. Используя этот маршрут казахстанский нефтеотправитель имеет выход на валютные рынки Западной и Восточной Европы через трубопровод «дружба» и на другие мировые рынки через порты в Новороссийске, Вентспилсе, Одессе и Туапсе.
Экспортные маршруты из Казахстана на международные рынки из
Самары в:
1) порт Новороссийск – всероссийский маршрут
2) порт Новороссийск — через Россию, Украину
3) порт Одесса — через Россию, Украину
4) порт Вентспилс — Россия, Белоруссия, Латвия, Литва
5) порт Туапсе — Россия
6) Адамова Застава, дружный, Польша — Россия, Буларуссия
7) Фенешлитке, Венгрия или Бутквице, Словакия Трубопровод «дружба».
Существующие ограничения пропускной способности нефтепровода Атырау — Самара вызывает серьезную озабоченность у казахстанских и у всех других потенциальных производителей нефти в этом регионе. Самарская база смешения остается основным сдерживающим фактором до тех пор, пока не получат развития новые экспортные маршруты.
Как уже отмечалось основным экспортным трубопроводом из Казахстана является маршрут между Атырау и Самарой. Пропускная способность этого трубопровода оценивается в 10,5 млн. тонн в год. Исторически, эти мощности используются по двусторонним соглашениям между правительствами Казахстана и Российской Федерацией и для коммерческих экспортных поставок на Европейские рынки, а также рынки СНГ.
В целях расширения возможных маршрутов транспортировки нефти и сферы услуг при поставках нефти НКТН «КазТрансОйл» разработала производственную программу развития трубопроводного транспорта
В рамках данной программы осуществляется несколько подпрограмм, таких как Программа капитального ремонта линейной части, подводных переходов, резервуаров, Программа диагностики линейной части трубопроводов и резервуаров, Программа технического перевооружения и внедрения новой техники. Общая стоимость осуществления составляет 260,5млн. долларов.
НКТН «КазТрансОйл» предусматривает техническое перевооружение, реконструкцию действующих нефтепроводов Узень — Атырау — Большой Чаган, Каламкас — Актау, Узень — Актау, водовод Узень — Чаган, Сай-Утес — Каламкас, Бейнеу — Узень, Астрахань — Мангистау и строящегося нефтепровода Тенгиз-Атырау — Астрахань — Новороссийск, а также большое внимание уделяет научно-исследовательским работам, изобретательству, рационализации, своевременному использованию достижений науки и техники.
В настоящее время идет работа над следующими инвестиционными проектами:
1) Разработка проекта реконструкции и развития нефтепровода Атырау-Самара. Решение об увеличении пропускной способности этой магистрали до 15 млн. тонн в год закреплено в межправительственном соглашении между Россией и Казахстаном. Технико-экономическое обоснование проекта ведется совместно с Карачаганакской группой.
2) Строительство нефтеналивной эстакады на станции Атасу. Проект предусматривает обеспечение технической возможности перевалки нефти, транспортируемой по нефтепроводу Омск – Павлодар — Шымкент, на железнодорожный транспорт. Эстакада рассчитана на налив не менее 1млн тонн нефти в год. Реализация данного проекта расширит географию рынка для месторождений Кумкольского региона. В проекте принимает участие также и Павлодарский НПЗ. Быстрый ввод в эксплуатацию нефтеналивной эстакады позволит обеспечить Павлодарский НПЗ более дешевой нефтью, чем поступающая сейчас по замещению из России. Возможно, что соучастниками проекта станут СП «Кумколь Лукойл» и «ХаррикейнКумкольМунай». Ориентация на этот проект позволит нефтедобывающим компаниям увеличить добычу нефти примерно в 1,5 раза. В настоящее время разрабатываются рекомендации по перекачке высокозастывающей кумкольской нефти в северном направлении.
3) Восстановление первой нитки нефтепровода Узень — Атырау. Проект предусматривает возможность подачи чистой тенгизской нефти в порт Актау для дальнейшей транспортировки через Каспий и Кавказский коридор на Черное море. В настоящее время ведется гидравлическое испытание нефтепроводов для оценки технического состояния.
4) Реконструкция порта Актау.
5) С целью обеспечения независимости от экспорта нефтегазовое промышленности планируется строительство нефтепровода Западный Казахстан — Кумколь, который должен обеспечиваться сырьем из смеси нефти Тенгиза, Мангистау, Жанажола, Кумколя с использованием существующих нефтепроводов Павлодар — Шымкент, Кумколь — Каракоин. Протяженность нефтепровода Западный Казахстан — Кумколь около 1200км в зависимости от выбора трассы, производительность 19 — 23 млн. т. в год. Предполагаются два этапа строительства нефтепровода: первый — на участке Атырау — Кенкияк (диаметр 700мм, производительность 7 млн.т. в год), второй — от Кенкияка до Кумколя (диаметр 900мм, производительность 10 — 23 млн.т. в год).
Перечень внутренних магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, строительство которых предполагается до 2010 года приведены в таблице 5.
Таблица 5 Характеристика планируемых внутренних магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
Объект Пропускная
способность,
млн.т. Протяженность, км диаметр, мм Ориентировочная стоимость,
млн. долл
Нефтепроводы
Западный Казахстан —
Кумколь До 30 1200 720-820 213-215
Нефтепродуктопроводы
Павлодар — Семипалатинск — Усть-Каменогорск до 2,1 820 325 10
Шымкент — Бишкек – Алматы до 3,1 1010 325 12
Павлодар — Астана до 2,6 462 325 6
Актау — Бейнеу и далее в Среднюю Азию до 3,5 390 426 748
Этанопровод Тенгиз — Актау 200
тыс.т/год 650 625 100
Продуктопровод Тенгиз Узень 500 тыс. т/год 530
Строительство нефтепродуктопровда Павлодар — Семипалатинск — Усть-Каменогорск предусматривает обеспечение нефтепродуктами восточных областей Казахстана. Для снабжения южных областей намечается строительство нефтепродуктопровода Шымкент — Тараз — Алматы. Проект строительства нефтепродуктопровода Актау — Бейнеу намечался для транспортировки продукции проектируемого Мангистауского НПЗ, который сейчас, к сожалению, законсервирован из-за нехватки финансовых средств для его реализации.
Для центральных и северных областей необходимо построить нефтепродуктопровод от Павлодарского НПЗ до Астаны с использованием наливного пункта и подключением к нему веток Петропавловск — Астана и Травники — Костанай — Аманкарагай. для этого потребуется продлить нефтепродуктопровод Павлодар — Астана до Аманкарагая в Костанайской области с реконструкцией двух существующих нефтепродуктопроводов, что обеспечит возможность перекачки нефтепродуктов по ним в обратную сторону. По завершении указанных мероприятий отпадет потребность в получении нефтепродуктов из России для Акмолинской, Северо-Казахстанской (частично), Костанайской областей.
Важнейшей экономической проблемой на сегодняшний день остается выход Казахстанской нефти на мировой рынок.
В отличии от многих государств обладателей и экспортеров сырой нефти Казахстан является глубокой субконтинентальной страной, те есть страной, не имеющей удобного выхода в открытые моря и океаны. до того, как его сырая нефть попадет в танкер, она должна пересечь по меньшей мере одну или две международные границы и страны. Такое субконтинетальное расположение Казахстана в сочетании с неразвитой внешней экспортной и внутренней нефтегазопроводной сетью в настоящее время является самым большим препятствием на пути интенсивного рационального использования его нефтегазовых ресурсов.
В настоящее время все существующие экспортные нефтегазопроводы, возможные к использованию Республикой Казахстан (РК), проходят через территорию Российской Федерации (РФ), и это создает большие неудобства и ограничивает объем добычи нефти и газа в нашей республике. Так, например, Вгitish Gaz и другие члены консорциума «Карачаганак» в Казахстане теряют доходы, которые они расходуют прежде всего на то, чтобы держать искусственно низкие цены на газ, потребляемый Российской Федерации. Чтобы избежать препятствия России «Тенгизшевройл» — оператор гигантского одноименного месторождения в Казахстане, транспортирует около половины ежегодного объема продукции, составляющего 175 тысяч баррелей, по железной дороге, что делает его самым крупным потребителем российской и грузинской железнодорожных компаний. Тенгизская нефть идет по железной дороге до Балтийского моря или через Каспийское море до Баку, а затем поездом до Грузии. В конце 1997 года были осуществлены первые перевозки сырой нефти в Китай. Но эти необходимые пути транспортировки не только затрудняют, но и резко удорожают стоимость транспортировки нефти и газа. Это, естественно, обуславливает необходимость строительства новых альтернативных трубопроводов.
Проблема «трубопроводной дипломатии» состоит в том, что возникает необходимость сочетать нередко противоположные коммерческие и политические интересы. Нефтяные компании хотят, чтобы самые дешевые трубопроводы вели на самые лучшие рынки мира. Одновременно маршруты трубопроводов, по которым будут экспортироваться нефть и газ, больше чем что-либо еще определяют региональную ориентацию и внешнее влияние на Республику Казахстан.
Сегодня, как это отмечено выше, все экспортные маршруты нефтегазопроводов из Казахстана контролирует Россия. Такая односторонняя направленность, безальтернативной экспорта нефти Казахстана, является неоправданно уязвимой, как в экономическом, так и политическом отношении.
Западный существующий трубопровод из Тенгизского нефтяного месторождения в Казахстане, ведущей в Новороссийск — российский порт на Черном море, в течение ряда лет содержался Россией и Джоном Дьюссом из Голландии, обладающим исключительными правами на проведение переговоров от имени Шейха Омана.
В 1997 году после продолжительных споров Каспийский
Трубопроводный консорциум (КТК), в который входят Chevron, Mobil, Лукойл, Казахстанская нефтяная компания, представители Омана и России,
подписали соглашение о строительстве трубопровода из Казахстана в
Новороссийск (трасса: Казахстан (Тенгизское месторождение) — Россия
(Тихорецкая-Кропоткин — новый терминал севернее Новороссийска)).
Ряд факторов определяет будущее внешней динамики Казахстана. Во- первых, это потенциальная экономическая значимость региона, а именно — богатые нефтяные ресурсы Каспия. Во-вторых, географическая близость с регионами Среднего Востока и Юго-Западной Азии автоматически повышает его геополитический вес и чувствительность по отношению к локальным (Россия, Турция, Китай, Иран), так и внешним (Западная Европа, США и Япония) «игрокам». Казахстан по сути представляет собой мост между Средним и дальним Востоком. В-третьих, географическая близость дополняется и усиливается естественными культурными и этническими пересечениями рассматриваемого региона. Все эти обстоятельства повлияли на то, что Казахстан (особенно Прикаспийский регион) стал «зоной стратегических интересов» многих стран.
В поисках оптимального маршрута транспортировки казахстанской нефти на мировые рынки были разработаны и обсуждались следующие направления.
Северные маршруты, которым отдает предпочтение Россия — Казахстан мог бы расширить свои существующие трубопроводы, чтобы присоединиться к Российской системе. Это требует сравнительно незначительные затраты на соединение отдельных участков существующих трубопроводов, удлинения их (ориентировочная стоимость 1,5-2,5млрд. долларов). К ним относятся проект уже строящегося трубопровода КТК из Тенгиза на Новороссийск и проект увеличения пропускной способности трубопровода Атырау-Самара.
Западные маршруты предпочтительны для Азербайджана, Грузии, Турции и Америки. Самый дешевый вариант (около 1,5 млрд. долларов) — это построить трубопровод в Грузинский порт Супса, а затем перевозить нефть через Черное море и Босфор в Европу. Однако Турция заявляет, что Босфор больше не может справиться с движением танкеров. Стамбул можно было бы обойти, либо построив обходной трубопровод на Босфор (стоимостью в 1 млрд. долларов) из Болгарии в Грецию, либо через Турцию до средиземноморского побережья, что предпочтительней для Турции. Однако этот маршрут будет проходить через нестабильную территорию, населенную курдами, и будет лучше затратить около 2,9 млрд. долларов на самый дорогой западный маршрут, обходящий, этот регион. При этом казахстанская нефть и туркменский газ начнут поступать на Западные маршруты по Транс каспийским трубопроводам. Транспортировать нефть и газ до Баку танкером не надежно и малоэкономично.
Южные маршруты — они имеют коммерческий смысл в том плане, что Туркменистан открыл газопровод в Иран в декабре 1997 года. Он надеется на строительство более длинного рукава на Турцию и договаривается с компанией Shell. Экономика трубопровода, идущего на юг к Персидскому заливу, исследуется. Иран уже имеет огромную систему трубопроводов и залив — это хороший пункт, из которого можно обслуживать азиатские рынки. Но США энергично сопротивляется этому. Азербайджан также опасается Ирана.
Восточный маршрут. В сентябре 1997 года КНР подписал меморандум договоренности на строительство западного трубопровода в Китай, как часть договора о приобретении двух нефтяных месторождений в Казахстане (Узень и Актюбинская группа). Этот трубопровод, имеющий протяженность только по территории Казахстана 2000,0км будет почти определенно стоить значительно больше 3,5млрд. долларов, во что оценили его китайцы. Несколько промышленных экспертов рассматривают трубопровод коммерчески осуществимым проектом.
Юго-восточный маршрут. Американская компания Unocal хочет построить нефтегазопроводы из Туркменистана через Афганистан в Пакистан (а позже, возможно, в Индию). По оценке, их стоимость составляет 1,9 млрд. долларов каждый. Географически этот маршрут имеет смысл, но он проходит через Афганистан, безнадежно разрушенную и политически не стабильную страну.
В результате при наличии столь большого количества вариантов и конкурирующих интересов до сих пор не удалось окончательно определиться с выбором маршрута ОЭТ (основного экспортного трубопровода) для «большой каспийской нефти». Проект маршрута Баку-Джейхан, о котором давно говорили как о деле решенном многие политики, сегодня в очередной раз оказался в подвешенном состоянии.
Причиной пересмотра отношения к каспийским проектам в последнее время является тот факт, что пропорционально тому как в 1998 падали цены на нефть, политическое лоббирование проектов экспортных трубопроводов ослабевало и его место занял фактор цены. Западные компании, чьи деньги должны вкладываться в разведку месторождений, добычу углеводородов и строительство трубопроводов, настроены уже не так решительно, как пару лет назад. И в современной ситуации их можно понять.
Экономическая эффективность проектов на Каспии, как и любых других крупных нефтяных проектов, в основном определяется уровнем издержек на производство барреля нефти и затратами на транспортировку этого барреля на рынки сбыта. Несмотря на то, что достоверная статистика расчетных издержек добычи по каспийским месторождениям до сих пор отсутствует, очевидно, что издержки добычи нефти из разрабатываемых месторождений Ближнего Востока (в среднем 10-15 долларов за тонну) существенно меньше, чем на месторождениях Казахстана.
Расчеты сравнительной экономики транспортировки каспийской нефти показали, что при любых уровнях пропускной способности нефтепроводов наиболее экономичным остается маршрут КТК на Новороссийск, который является первым крупным транспортным проектом для Каспия, решавшим проблему экспорта нефти с месторождения Тенгиз. Хотя первое соглашение по КТК было заключено еще в 1992 году, этот проект явно засиделся на старте. Только во второй половине 1998 года произошли долгожданные сдвиги: было начато строительство первой очереди трубопровода Тенгиз — Атырау — Комсомольская — Кропоткин Новороссийск (участок Тенгиз-Комсомольская существует) с пропускной способностью 28 млн. тонн в год. Стоимость первой очереди составит примерно 2,3 млрд. долларов. Работы финансируются за счет нефтяных компаний. Россия и Казахстан вносят в счет своих долей объекты инфраструктуры на сумму 524 млн. долларов и землеотводы. Протяженность трубы 1553км. Загрузка первого танкера на новом морском терминале в районе Новороссийска тенгизской нефтью должно состоялось не позднее 30 июня 2001 года.
Что касается остальных вариантов возможного экспорта каспийской нефти, то их проектная стоимость растет с каждым днем, а точные маршруты до сих пор изменяются.
С точки зрения конкурентоспособности, затраты по доставке казахстанской нефти на средиземноморский рынок по оценкам составят 4-5 долларов США за баррель. Казахстанская нефть, поставляемая на средиземноморский рынок за 4 доллара за баррель (трубопровод + танкер) должна конкурировать с ближневосточной, доставка которой обходится в 1 доллар (танкерный тариф), то есть разница в транспортных расходах составляет З доллара США за баррель. Таким образом, любые маршруты, выводящие казахстанскую нефть к портам Черного и Средиземного морей, менее перспективны, чем маршруты на емкие рынки Южной и Юго-Восточной Азии.
К тому же, ожидается, что средиземноморский рынок не будет расти такими же темпами, как азиатский. Кроме того, есть основания предполагать, что Китай, Япония и страны Юго-Восточной Азии, остро нуждающиеся в поставках углеводородного сырья, могут стать основными потребителями казахстанской нефти в следующем столетии.
Следовательно, на наш взгляд, наиболее перспективным является восточное направление транспортировки — проект Казахстанско-Китайского нефтепровода.
Западный маршрут окажётся приемлемым для Казахстана, только тогда, если он окажется коммерчески более привлекательным. В нашей республике специалисты относятся скептически к Иранскому маршруту и предпочитают Китайский вариант. Несмотря на огромные финансовые и материальные трудности, казахстанские власти заявляют, что восточный маршрут будет следующим, на котором следует остановиться. В таком случае перспективы строительства Транс каспийского трубопровода уменьшаются.
С точки зрения рационального, наиболее эффективного использования нефтегазовых ресурсов Казахстана, особенно Прикаспийского региона, представляется необходимым в сжатые сроки строительства внутреннего продуктопровода (п. Кульсары) до завода пластмасс (г. Актау), Казахского газоперерабатывающего завода (Жана Узень), АО Лолипропилен” (г. Атырау). Завод сегодня входит в состав СП «Тенгизшевройл». Необходимо также действующие нефтеперерабатывающие заводы востока и юга Казахстана соединить нефтепроводами с разрабатываемыми нефтегазовыми месторождениями Казахстана. В решении этой проблемы привлекательность Китайского варианта очевидна.
1.4 Развитие нефтяного рынка в экономике Казахстана
Нефтяная независимость дорого давалась суверенному Казахстану. В наследство от СССР республике достался не единый комплекс, а лишь отдельные, зачастую технологически несвязанные между собой, предприятия по добыче и переработке нефти. Проходившие по ее территории участки магистральных нефте — и газопроводов были не в состоянии выполнять роль надежных транспортных путей для поставки нефти и газа, как на перерабатывающие заводы, так и на экспорт. Практическое отсутствие нефтяного и газового машиностроения, а также производственной инфраструктуры и отраслевой науки значительно осложняло решение стоящих перед Казахстаном задач по обеспечению энергетической самостоятельности. Вот в таких условиях нефтегазовый сектор экономики РК работал и продолжает работать, стремясь решить главную задачу сегодняшнего дня — не допустить значительного снижения производства углеводородного сырья, с последующей стабилизацией и увеличением добычи нефти и газа. Актуальность данной задачи подчеркивает тот факт, что потребности народного хозяйства РК в углеводородном сырье постоянно возрастает, при этом темпы возрастания потребностей очень существенны по мере продвижения экономики молодого государства по рыночному пути таблица-6
Таблица 6 — Фактические и прогнозные потребности РК в
углеводородном сырье в 1993 — 2010. гг. (млн.т.)
Вид сырья Годы
1993 1994 1995 2000 2005 2010
Нефть с газовым конденсатом всего, в том числе: 27,3 32,4 37,7 62,3 68,8 67,1
Поставки на НПЗ 17,5 18,5 19,4 37,8 41,3 41,6
Покрытие импорта нефтепроводом 4,3 3,5 3,5
Экспорт на гос. Нужды 2,5 3,5 5,0 5,5 5,5 5,5
Экспорт иностранных инвест. 3,0 6,9 9,8 19,0 22,0 20,0
Правительство РК, начиная с 1990 года, приняло ряд постановлений, определивших в качестве приоритетных и особо важных для Казахстана такие инвестиционные объекты: как нефтепровод Запад — Кумколь, реабилитация месторождения Узень, реконструкция Атырауского и Шымкентского НПЗ. Однако очень высокая суммарная сметная стоимость этих проектов (около 4,5 млрд. долл.) не позволяет реализовать их до настоящего времени.
Реальные перспективы развития нефтегазового сектора связано также с разработкой Казахстанского шельфа Каспийского моря. По некоторым предварительным оценкам, залежи нефти и газа под Каспием, в частности казахстанской части его шельфа, превышают весь объем добываемых сегодня в Казахстане углеводородов.
Стратегия развития нефтепроводного транспорта в РК состоит в том,
что сооружение новых нефтепроводов должно обеспечить стабильность и
достаточность поставок на собственные нефтеперерабатывающие заводы, а
также выхода на внешние рынки.
Перспективы нефтепереработки РК связаны с задачей гарантированного обеспечения республики нефтепродуктами. Казахстанскими специалистами разработана программа развития нефтяного рынка, которая предусматривает:
— строительство Мангистауского НПЗ мощностью б млн. т. в год. Право на строительство данного завода на конкурсной основе получил Консорциум, в состав которого входят три Японские фирмы – «Мицуибиси» «Муции» и «Тайоинжиринг». Сырьевой базой нового завода будет нефть месторождений полуострова Бузачи. Большую часть производимых нефтепродуктов планируется поставлять на экспорт через морские терминалы порта Актау;
— расширение Шымкентского и Павлодарского НПЗ;
— реконструкция Атырауского НПЗ;
— строительство двух малотоннажных заводов по производству смазочных масел в Атырауской и Актюбинской областях;
— строительство в Западно-Казахстанской области завода по переработке газового конденсата мощностью 3,3 млн. т. в год;
— строительство минизаводов по нефти и конденсатор переработке в г. Аксае производительностью до 400 тыс. т. в год.
По мнению казахстанских экспертов, реализация перспективных планов не только позволит полностью удовлетворить собственные нужды республики в продуктах нефтепереработки, но и создать серьезную базу для экспорта.
Обобщенно все перечисленное можно представить в рисунке 5 «Стратегические цели и задачи развития нефтяного сектора РК».
По данным ННК «КМГ» Казахстан планирует добывать к 2010 году 102 млн. т. нефти, из которых 86 млн. т. будет направляться на экспорт, а 16 млн. т. на потребление внутри страны. Стратегией развития Национальной Нефтегазовой Компании «КМГ» является создание вертикально-интегрированной компании.
Предпосылки и факторы экономического развития нефтяного сектора
Привлекательность нефтяного сектора для иностранного капитала и наличие для него созданного в стране инвестиционного климата
Возможность освоения новых месторождение углеводородного сырья на континентальной
части республики и на Казахстанском шельфе Каспийского моря
Наличные значительных объемов разведанной сырьевой базы и инфраструктуры
Основные цели и задачи развития нефтяного сектора
Стабилизация и дальнейшее развития нефтедобывающие и
нефтеперерабатывающие
промышленности, в том
числе за счет
привлечение
иностранных инвестиций Повышение экономической эффективности разработки существующих нефтегазовых месторождений Развитие и модернизация нефтепроводных систем с целью обеспечение казахстанских
НПЗ нефтью казахстанской Строительство экспертных
нефтепроводов
для создания возможности экспорта казахстанской нефти на
мировой рынок
Приоритетные объекты нефтяного комплекса
Модернизация и реконструкция Шымкентского и
Повладарского
НПЗ Реконструкция и
расширения
Атырауского
НПЗ Строительство Мангистауского
НПЗ Строительство экспортных и внутренних
нефтепроводов
Рисунок 5 – Стратегически цели и задачи нефтяного сектора Республики Казахстан
Специалистами Всемирного Банка, Международного Энергетического Агентства, Европейского Сообщества и другими международными организациями постоянно осуществляется анализ и прогнозирование развития мировой энергетики. В настоящее время осуществлен подобный прогноз развития до 2020 года (таблица 7 и рисунок). Анализ произведен с учетом взаимодействия природных, экономических и технических факторов, с одной стороны, и социально-политических — с другой.
Таблица 7 — Прогнозы добычи и потребления нефти до 2020 года в мире
Прогноз Годы
1980 1990 2000 2010 2020
Прогноз производство в Мире (млн.т)
нефть 3141 3227 3347 3688 3981
Прогноз валового внутреннего потребление (млн.т)
Нефть 2980 3066 3206 3537 3823
Анализ роста численностей населения, темпы экономического роста и динамика изменения цен позволили международным организациям спрогнозировать, что суммарная мировая потребность в нефтяном сырье возрастет к 2020 году в 1,25 раза по отношению к 1990 году (к 2000 году — в 1,19; к 2010—в 1,08 раза), и составит около 3823 млн. т.
При этом наблюдается падение прироста использования нефти в мире, и это можно объяснить использованием других видов энергии (газ, ядерная энергия, возобновляемые энергоресурсы).
Доля развитых стран — членов ОЭСР в суммарном мировом потреблении нефти снизится примерно с 50% в 1990 году до 45% в 2020 году. Две трети суммарного прироста потребностей мира в нефти придутся на развивающиеся страны, в том числе пятая часть на долю Китая.
С некоторых пор нефть стала синонимом экономического подъема, поэтому в будущем основной объем потребления придется на развивающиеся страны, где уже сейчас наблюдаются тенденции к значительным подъемам в экономике.
Уровни развития нефтегазового сектора в значительной степени влияют на развитие экономики Казахстана. Обеспечение энергетической независимости и безопасности страны возможно только в условиях устойчивого энергоснабжения экономики, что, в свою, очередь, обеспечивает основу экономической безопасности страны в целом.
Наиболее опасна для устойчивого функционирования и развития нефтяного рынка нехватка капиталовложений. Падение платежеспособного внутреннего спроса, невозможность наращивания экспорта из-за жестких транспортных ограничений может привести к простому снижению производства топлива, а отнюдь не к рыночному равновесию спроса и предложения.
Необходима разработка стратегии развития нефтяного рынка, позволяющая обеспечить ее стабильное функционирование и развитие. Ряд проблем находятся в макроэкономической области, и требует общегосударственных решений. Основные из них:
— Административные и экономические меры по обеспечению платежеспособного спроса;
— Государственная поддержка мер по расширению возможностей экспорта энергоносителей, в том числе поддержка усилий компаний выйти на оптовые рынки энергоносителей других стран, не в ущерб национальным интересам;
— Меры по преодолению кризиса неплатежей, необходимые для становления рынка и формирования конкурентной среды в нефтяном рынке.
Решение этих задач является условием формирования равновесных цен спроса и предложения на нефть, и повышение цен, так называемых, естественных монополий сначала до уровня их самофинансирования, а затем постепенно — и до соответствия структуре мировых цен.
Тем самым будут созданы условия для преодоления стратегически наиболее опасного аспекта — недостатка инвестиций. Повышение цен позволит предусмотреть в них необходимую инвестиционную составляющую, получение адекватных амортизационных отчислений.
Вместе с приватизацией и продажей акций топливно-энергетических компаний на свободном рынке дает реальные возможности для оживления инвестиционной активности в нефтяном рынке, и через это — и в смежных отраслях.
Главной целью энергетической стратегии Казахстана является определение путей и формирование условий наиболее эффективного использования нефтяных ресурсов и производственного потенциала для подъема жизненного уровня населения и социально-экономического звития страны.
Большие запасы высокоэффективных по мировым нормам нефтяных ресурсов при умелой ценовой и налоговой политике могут дать и внутренние и внешние финансовые ресурсы для снижения налогообложения населения, сдерживания инфляции и поддержки казахстанских товаропроизводителей и тем самым — роста национального дохода.
Важные цели стратегии:
— сохранить и укрепить энергетическую независимость и безопасность республики,
— обеспечить достойную роль нефтяных ресурсов как фактора роста производительности труда и средства повышения качества жизни населения,
— существенно снизить техногенную нагрузку нефтяного сектора на окружающую среду.
Исходя из указанных целей, нефтяная стратегия Казахстана призвана определить приоритеты, направления и средства новой структурной, региональной и технической политики в энергоснабжении страны.
Высшим приоритетом стратегии является повышение эффективности потребления и сбережения нефтяного сырья.
Сэкономленные ресурсы должны стать основным источником обеспечения необходимого экспорта нефти, наряду с рациональным увеличением ее добычи.
Новая структурная политика на ближайшие 15-30 лет означает:
— Рост добычи нефти, повышение эффективности ее использования и увеличения ее доли во внутреннем потреблении и экспорте;
— Приоритет глубокой переработки и комплексного использования углеводородного сырья.
Новая техническая политика в области энергетики ориентируется на:
— коренное повышение экономической и энергетической эффективности всех стадий добычи, преобразования, распределения и использования нефтяных ресурсов,
— отказ от чрезмерной централизации снабжения,
— экологическую и аварийную безопасность месторождений нефти и надежность снабжения потребителей нефтью,
— использование и разработку качественно новых технологий и технических средств для устойчивого развития нефтяного рынка (добычи и переработки нефтяного сырья).
Главным средством достижения целей и реализации приоритетов этой стратегии является формирование рынка, контролируемого государством с
помощью:
— ценовой и налоговой политики, обеспечивающей ликвидацию перекосов цен на нефть и нефтяные продукты при постепенном переходе к ценам, соответствующим в качестве верхнего предела структуре цен мирового рынка, а нижнего — ценами самофинансирования предприятий,
— последовательной политики формирования конкурентной среды, путем создания полноценных хозяйственных субъектов рынка и рыночной инфраструктуры.
— совершенствование законодательства и разработки достаточно полной системы нормативных актов, регулирующих взаимоотношения субъектов рынка между собой, с органами государственного управления и общественностью.
В рамках контролируемого рынка государство должно обеспечить:
— создание системы стимулов и условий для энергосбережения и повышения эффективности производства и использования ресурсов,
— регулирование экспорта нефти и импорта энергетического оборудования и материалов при сохранении эффективного государственного контроля за соблюдением интересов страны,
— проведение активной инвестиционной политики путем создания условий для самофинансирования нефтяных предприятий и расширения круга отечественных и иностранных инвесторов.
Производство и потребление нефти
На основе информации, из различных отраслевых источников складывается следующая прогнозная картин производства, потребления и потенциального экспорта нефти.
Таблица 8 — Прогноз производства нефти в Республике (max/min)
Нефть (млн.т.) Годы
1990 1995 1999 2000 2005 2010 2015 2020 2030
25,8 20,6 28
Анализ информации, приведенной в таблице, показывает, что добыча нефти возрастет в 2030 году по сравнению с уровнем 1990 года в 4.5-5 раз (по сравнению с уровнем 1995года в 5,6 — 6,4 раза, по сравнению с 1999 годом — в 4,1 —4,7 раза).
Наибольший темп прироста добычи нефти ожидается в период до 2010 года со среднегодовым темпом прироста 11 — 12%, с последующей стабилизацией уровня добычи. В 2030 году добыча нефти в Казахстанском секторе Каспийского шельфа составит до 56% от общей добычи, а СП «Тенгизшевройл» — до 27
Добыча нефти в среднем по миру за период с 1990 по 2020 гг. возрастет в 1,23 раза, потребление — в 1,25. В Казахстане за этот же период времени добыча возрастет в 4,2 — 4,8 раза (на 82-97 млн. т).
Таблица 9 — Прогноз потребления нефти в Республике Казахстан
Нефть (млн.т.) Годы
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2030
18,95 19,4
За период до 2030 года предполагаемое потребление нефти возрастет
в 1,95 раза.
Доля Казахстана в суммарном потреблении нефти увеличится в этом случае с 0,587 % в 1990 году до 0,967 % в 2030 году
Таблица 10 — Прогноз экспортного потенциала нефтяных ресурсов
Нефть (млн.т.) Годы
2000 2005 2010 2015 2020 2030
17,4-31,4 33-48 65-82 66-82 73-86 79-94
По данным из таблиц 8, 9, 10 можно построить для большей наглядности график, объединяющий прогнозируемую информацию о производстве нефти, экспортном потенциале и внутреннем потреблении (рисунок 7).
Предполагая, что тенденции производства и потребления нефти будут реализироваться одновременно в минимальных и максимальных вариантах, можно оценить прогноз экспортного потенциала.
Соотношение добычи и собственного потребления нефти в 1990 году составляло величину 1,36, 1,06 в 1995 году; в 2030 году предполагается величина 3,14 — 3,54.
Рисунок 7 Прогноз экспертного потенциала Казахстана
2 ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО РЫНКА
2.1 Принципы определения эффективности использования
нефтегазового потенциала
Технологический прорыв в области создания полимерных материалов, высококачественных видов топлива и смазочных материалов, новых химических веществ и соединений, отмеченный во второй половине нынешнего столетия, обеспечил невиданный ранее спрос на углеводородное сырье, что обусловило увеличение темпов развития нефтегазодобывающих и перерабатывающих производств.
До недавнего времени наличие в недрах того или иного государства углеводородного сырья считалось выгодной статьей получения дохода от его реализации. Постепенно оно приобрело благодаря прогрессу в разработке новых технологий по переработке первичных ресурсов — нефти, газа, конденсата значение уникального источника получения исключительно широкой гаммы продукции. С этим новым его качеством уже нельзя было не считаться, если собственник ресурсов имел твердое намерение получить дополнительный эффект за счет создания перерабатывающих мощностей.
Поэтому экономическая оценка подходов при определении эффективности функционирования нефтегазового комплекса нуждалась в постоянной корректировке. действительно, если извлеченное сырье имеет статус уникального, то и использоваться оно должно только в качестве исходного ресурса для получения конечной готовой продукции. Только в этом случае можно вести разговор о бережном расходовании углеводородов, о реальных возможностях получения значительного эффекта.
Следовательно, уже на стадии разработки месторождений следовало наметить такие направления использования нефти, которые предопределили бы высокую эффективность работы всего нефтегазового комплекса. Этот аспект предопределил формирование нового взгляда на сущность положений теории эффективности производства, высветив при этом в качестве самостоятельного, но в то же время тесно связанного с отраслью в целом, звена проблему комплексного использования сырья.
Экономическая эффективность комплексного использования сырья определяется снижением материалоемкости и соответственно экономией
денежных и трудовых ресурсов в производстве продукции конечного потребления.
Комплексное использование нефтегазового сырья представляет собой важнейшую составляющую малоотходной и безотходной технологии.
Реализаций основных принципов ее требует дополнительных затрат, с мощью которых из одного вида сырья может быть получено несколько дов продукции, чаще всего многоцелевого назначения, по своим потребительским свойствам выходящими за пределы одной отрасли. По этой причине экономическую эффективность комплексного использования сырья целесообразно определять на межотраслевом уровне. В границах одной отрасли она нередко может иметь отрицательное значение, поскольку в создание технологии комплексной переработки необходимо вложить существенные средства. Это, в свою очередь, требует решения таких вопросов, как определение направлений взаимодействия отраслевой и общехозяйственной эффективности, постановка и реализация задач по выбору приоритетов в развитии отраслей промышленности.
Отраслевая эффективность комплексного использования сырья — это эффективность, определенная в границах какой-либо отрасли без учета интересов взаимодействующих с нею смежных производств. В ней даже в случае учета сопряженных затрат отражаются, как правило, лишь интересы одной отрасли, так как рассчитывается она в условиях ориентации на эффект производства продукции отдельно взятой отраслью.
Для достижения высокого уровня эффективности допустимы дополнительные затраты на промежуточных ступенях, не дающие непосредственного экономического эффекта. Однако средства, вложенные в повышение качества промежуточной продукции и степени ее готовности к дальнейшему использованию, окупаются на заключительных стадиях, завершающихся производством конечной продукции.
При оценке эффективности комплексного использования сырья следует объективно учитывать такой важнейший показатель, как качество его. Чем оно выше, тем выгоднее его полная и целенаправленная переработка, влекущая за собой не только увеличение выхода конечной продукции и ассортимента ее, но и сокращение потерь, происходящих на различных этапах продвижения сырьевого ресурса.
Главная проблема повышения эффективности комплексного использования ресурсов недр, особенно нефтегазовых, заключается в получении из них такого сочетания продукции, которое позволяет увеличить коэффициент полезности. Такое условие является вполне естественным, если учесть, что в развитие нефтегазового производства вкладываются огромные финансовые и материальные ресурсы, способствующие постоянному приращению запасов углеводородов и подготовке их к извлечению. Поэтому совершенно недопустимы те наблюдающиеся до настоящего времени прецеденты, когда попутный газ сжигается непосредственно на промыслах в факелах или выпускается в атмосферу, богатый различными индивидуальными фракциями мазут сжигается в топках, нефти, имеющие специфические качественные характеристики, перерабатываются на заводах, технологическая схема которых не предусматривает выработку широкого ассортимента продукции, содержащейся в поступающем сырье.
Предельно возможное использование сырья с целью извлечения конечной продукции, потенциально содержащейся в нефтегазовых ресурсах, отвечает сущности рассчитываемого так называемого мультипликационного эффекта. Речь идет о специфическом подходе к проблемам экономического развития, при котором эффект от каждого решения на отдельном предприятии или отрасли проявляется многократно в различных областях хозяйства. Именно такой нарастающий эффект обозначается как мультипликационный.
Такой подход заставляет при каждом решении искать не только местный эффект, а эффект во всем хозяйстве страны, что свидетельствует о возможности придания национального значения любому решению локальной проблемы.
В наиболее общем виде для мультипликационного подхода характерны следующие особенности:
— Мультипликационный эффект постоянно нарастает и умножается. Он реализуется в случаях, когда данное нововведение (в нашем случае это может быть движение от добычи к простой переработке сырья, далее глубокая его переработка и нефтехимия), осуществленное в определенной части соответствующей системы, вызывает эффект, который распространяется по цепочке подсистемы в остальные части системы, соответственно умножаясь при переходе от одной подсистемы к другой;
— Мультипликационный эффект представляет собой совместный эффект. Он несравнимо больше, чем суммарный эффект отдельных частей системы, поэтому его реализация дает максимальную эффективность в масштабах данной системы. С точки зрения мультипликационного подхода критерием оценки того или иного мероприятия должен быть не только локальный эффект, а эффект, увеличивающий общую эффективность всей национальной экономики.
Нефтяная промышленность в целом относится именно к тем отраслям, где определение мультипликационного эффекта представляется наиболее целесообразным процессом. Включая в свой состав такие подсистемы, как геолого-поисковый цикл, разведочное и эксплуатационное бурение, непосредственную нефть газодобычу, транспортировку сырья, переработку его, использование готовой продукции в различных сферах общества, она должна стать объектом таких исследований, в которых основное внимание следует уделить расчету параметров, достигаемых на результирующей стадии — на этапе переработки сырья.
И все же нельзя игнорировать и непосредственное измерение показателей эффективности на каждой стадии работ, так как именно они, в конечном итоге, оказывают заметное влияние на параметры, характеризующие эффективность и эффект, определяемые по конечным результатам.
Эффективность геолого-поисковых и разведочных работ определяется:
— количеством выявленных структур,
— объемом запасов на них,
— размером запасов на одну скважину и на один метр проходки,
— удельными капитальными вложениями на одну тонну подготовленных запасов.
Эффект этой стадии работ исчисляется в виде стоимости подготовленных запасов углеводородов в ценах мирового рынка, в том числе извлекаемых объемов.
Эффективность разработки месторождений характеризуется системой показателей, включающей как чисто экономические измерители, так и параметры, дающие представление о степени технологических новшеств, используемых в процессе извлечения сырья из продуктивных горизонтов. В связи с этим здесь выделяется ряд основных показателей:
— удельные капитальные вложения на единицу добытого углеводородного ресурса,
— себестоимость 1 т нефти или 1000м3 газа,
— производительность труда.
А также вспомогательных:
— добыча нефти и газа на один скважино-месяц отработанный,
— добыча по способам эксплуатации, добыча по категориям скважин,
— коэффициент отбора сырья из продуктивных горизонтов.
Экономический эффект на стадии разработки месторождений выражается тем размером прибыли, которая достигается в результате реализации нефти и газа, уплаты налогов и прочих установленных законами платежей. Кроме того, экономический эффект как потенциально достижимый уровень может быть исчислен в виде оценки извлеченных углеводородов в ценах мирового рынка.
Эффективность переработки углеводородов измеряется:
— удельными капитальными вложениями на единицу перерабатываемого сырья по процессам,
— эксплуатационными затратами, связанными с извлечением продукции из 1т нефти или 1000м3 газа, по процессам,
— производительностью труда,
— ассортиментом выхода продукции,
— степенью глубины переработки исходного сырья.
Экономический эффект на этой стадии исчисляется посредством определения следующих показателей:
— критерия интегрального эффекта,
— современной чистой ценности или текущей чистой стоимости продукции,
— оценки суммарного выхода продукции в ценах мирового рынка.
Критерии эффективности проведенных работ для каждой подсистемы отрасли, естественно, будут различными в силу того, что реализуемые задачи на каждом конкретном этапе выражают разные цели. Обобщающими же критериями являются те, которые достигаются на этапе переработки, а именно:
— степень комплексности использования нефтегазовых ресурсов,
— суммарный выход готовой продукции в ассортименте и в ценах мирового рынка.
Экономическое содержание названных критериев дает основание для расчета показателей эффективности и эффекта, которые позволяют представить реальную или потенциальную коммерческую выгоду от функционирования всех подсистем отрасли путем исчисления критерия интегральных затрат, критерия, интегрального эффекта, текущей чистой стоимости сырьевых ресурсов.
Прежде чем изложить концептуальные основы развития отрасли в новых условиях хозяйствования, следует дать характеристику той системе показателей, которая отражает уровень эффективности нефтегазового производства. Поскольку процесс непосредственной добычи является наиболее капиталоемким, связанным с большим риском, отдача от вложенных средств, особенно на начальной стадии, а именно в процессе проведения геолога — поисковых и разведочных работ, в значительной степени и определяет уровень доходности всех последующих звеньев комплекса.
Вовлечение огромных финансовых ресурсов в процессы обнаружения нефтегазовых структур и их разработку дает основание к тому, что отдача от вложенных средств будет достаточно высокой. Подобная тенденция существовала в те временные периоды, когда мировая цена на сырую нефть находилась на самых предельных значениях. В настоящее время и в перспективе, когда отмечается колебание ее в зависимости от многих причин, возможность извлечения максимальной выгоды от извлеченных ресурсов кроется исключительно в комплексности их использования, когда нефть и газ будут переработаны по всей программе выделения готовой продукции и отдельных фракций — индивидуальных углеводородов.
Исследование вопросов экономической эффективности производства в рамках отдельной отрасли промышленности или в пределах конкретного региона во времена плановой экономики базировалось на положениях действовавших методических документов. К их числу добавлялся ряд отраслевых методик, положений, инструкций, способствовавших качественному улучшению изучения главных аспектов проблемы применительно к конкретным отраслям промышленности.
Такие материалы в виде методических положений и инструкций разрабатывались и для нефтедобывающей отрасли. В них, как правило, наряду с общими положениями, справедливыми для всех сфер экономики, имелись определенные дополнения, отражавшие с помощью системы расчетных показателей специфические черты нефтегазодобывающего производства.
Тем не менее, и такой процесс расчетов был недостаточен, особенно в тех случаях, когда исследовались вопросы эффективности работы предприятий нефтегазового комплекса в регионах, отличавшихся друг от друга природно-климатическими условиями, параметрами залегания сырья в недрах, качественными характеристиками его.
К таким районам нефтедобычи относились и казахстанские – Урало-Эмбинский, Тенгизский, Мангистау-Бузачинский, Карачаганакский. Особенности их и сейчас имеют самый различный характер и широкий диапазон воздействия на подавляющее большинство показателей, характеризующих экономическую сторону деятельности предприятий добычи и переработки. К их числу следует отнести:
— значительные перспективы развития отрасли, что предопределяет необходимость количёственного изменения структурных составляющих затрат;
— развитие нефтегазодобывающего, нефтегазоперерабатывающего и нефтехимического производств в перспективе обусловливают необходимость реструктуризации инвестиционного процесса;
— формирование в пределах отдельных регионов нефтегазовых комплексов предполагает проведение ряда мероприятий, направленных на усиление внимания к инвестированию объектов социальной инфраструктуры;
— качественные характеристики добываемого углеводородного сырья вызывают необходимость учета этого фактора при определении фактических результатов производственно-хозяйственной деятельности предприятий нефтяной промышленности;
— залегание природных запасов сырья на больших глубинах в условиях высоких пластовых давлений и температур требует использования новых типов оборудования для бурения и эксплуатации скважин, новых технологических процессов в переработке.
Практика разработки нефтяных Месторождений различных районов сосредоточения запасов показала, что каждому из них присущи свои особенности. Поэтому тот арсенал методических разработок, который используется сегодня в практической деятельности при оценке результатов работы предприятий отрасли, не всегда помогает выявить пути решения проблемы эффективного использования сырьевых ресурсов. Недоучет факторов, характеризующих специфические черты районов нефтедобычи, ведет, как правило, к искажению фактического положения дел, к получению недостоверных сведений при расчете ряда технико-экономических показателей.
Нефтедобывающие районы Казахстана в этом отношении являются в определенной степени показательными. Здесь имеется довольно большое количество предприятий, разрабатывающих месторождения в течение продолжительного периода. Вследствие этого уровень основных показателей эффективности процесса, рассчитанный по таким объектам, значительно уступает аналогичным измерителям, соответствующих сравнительно новым объектам нефтедобычи.
Анализ содержания различных опубликованных работ, в которых отражены теоретические и металогические принципы оценки экономической эффективности нефтедобывающего производства, позволяет сформулировать в общем виде позиции ведущих экономистов-нефтяников.
В основе своей они базировались на положениях методических разработок, впитавших в себя как расчетные измерители, использовавшиеся во времена плановой экономики, но имеющие право на существование и в новых условиях хозяйствования, так и на систему показателей, отражающих экономические категории рыночного процесса развития.
Общим для двух различных типов экономики выступает система количественных измерителей — стоимостных и относительных, включающая определение таких величин, как удельные капитальные вложения, общие и удельные текущие издержки, сроки окупаемости реализуемых проектов.
Однако, несмотря на схожесть позиций, по некоторым моментам у названных исследователей имеются и определенные расхождения в трактовке сущности отдельных показателей системы и, следовательно, в правомерности их использования в процессе анализа. Это относится, главным образом, к теоретическому осмысливанию существа и алгоритма расчета показателя удельных затрат. По их мнению, использование его приводит к тому, что происходит смешение понятий эффективности разработки месторождений на начальном периоде и в текущем измерении.
Не оспаривая обоснованности некоторых аспектов подобных суждений, можем лишь заметить, что именно через удельные показатели в нефтедобывающей отрасли, как сугубо специфическом производстве, может быть отражена суть простого и расширенного воспроизводства. К тому же система удельных измерителей в представленной далее по тексту трактовке не потеряла своей актуальности и в новых условиях хозяйствования, так как становится одним из важных рычагов выявления эффективности работы всех звеньев НТК — добычи, транспортировки, переработки в процессе проведения анализ прошлого, текущего и перспективного периодов.
Удельные капитальные вложения, представляющие собой ни что иное, как капиталоемкость нефтедобывающего производства, могут иметь, по нашему мнению, три расчетных варианта, способных отразить экономические результаты деятельности нефтяных предприятий.
В первом случае они рассчитываются как отношение общей суммы единовременных затрат к объему добычи нефти из новых скважин или к единице вновь вводимой годовой мощности.
Второй расчетный вариант представляет собой дробь в числителе которой находится объем капитальных затрат, а в знаменателе — прирост добычи топлива.
Последний вариант базируется на определении соотношения между размером инвестиций в нефтедобычу и среднегодовым извлечением из недр углеводородного сырья за конкретный период разработки месторождений.
Исчисленный в нескольких вариантах показатель удельной капиталоемкости позволяет вычленить из общего процесса нефтедобычи те его фазы, которые непосредственно обеспечивают прирост текущей добычи, с одной стороны, и которые в силу многих причин, в основном связанных с параметрами залегания сырья в недрах, снижают производительность действующего фонда скважин с другой.
Снижение добычи нефти из скважин по мере отработки запасов является вполне закономерным процессом в отрасли. Однако интенсивность его может быть в значительной степени замедлена, если на стадии проектирования и ввода в разработку месторождения предусматриваются, и четко выполняются все мероприятия, направленные на поддержание пластового давления. При задержке их внедрения и эксплуатации скважин фонтанным способом отрицательные результаты не замедлят дать знать о себе — наступает период резкого сокращения давления в продуктивном горизонте и, как следствие, прекращение фонтанирования.
Определение удельных капитальных вложений выявляет те узкие места в процессе нефтедобычи, которые еще могут быть инициированы с тем, чтобы восстановить или же просто повысить уровень параметров, непосредственно воздействующих на параметры пластовой энергии.
Следовательно, методика расчета каждого варианта капиталоемкости является свидетельством тому, что все они несут самостоятельную функциональную нагрузку, и их использование при определении экономической эффективности капитальных вложений в нефтедобывающей промышленности позволяет оттенить какую-либо из сторон этого процесса. Поэтому здесь уместно отметить то обстоятельство, что для детальной характеристики каждой из сторон инвестиционного процесса с успехом могут быть применены удельные капитальные вложения в комплексе с группой других показателей, дополняющих анализ интересующих нас сторон данного производства.
В тех случаях, когда удельные капитальные вложения исчисляются как отношение объема затрат к приросту добычи сырья, может быть отмечено некоторое расхождение между значениями расчетного и фактического эффекта, получаемого за счет освоения единовременных затрат. Происходит это по той причине, что при таком варианте расчета теряется та доля добычи, которая участвует в процессе компенсации снижения размеров извлечения сырья по скважинам действующего фонда вследствие уменьшения их производительности, ликвидации или консервации некоторых из них.
Важную роль в таких ситуациях играет выявление причин сокращения добычи нефти по категории переходящих скважин. Они в основном сводятся к сокращению извлекаемых запасов по месторождению, повышенной обводненности продуктивных горизонтов, падению пластового давления, недостаточно интенсивному проведению мероприятий, направленных на интенсификацию нефтедобычи или воздействию на нефтяные пласты. Вполне естественно, что чем большее значение приобретает влияние одного из перечисленных факторов, тем выше будет объем нефти, участвующий в погашении падения добычи нефти по категории переходящих скважин.
Следовательно, характер динамики удельных капитальных затрат на прирост нефтедобычи вызывает необходимость проведения мер, направленных на ослабление воздействия факторов. В каждом конкретном случае они будут представлены комплексом разных мероприятий, однако в обобщенном виде он будет связан со стимулированием внедрения новой техники и технологических процессов, имеющих отношение не только к воздействию на пласт, но и к изменениям технологии самой нефтедобычи.
Поскольку анализ динамики позволяет не только констатировать происшедшие изменения и определять степень влияния факторов, постольку с его помощью обосновываются возможные варианты его снижения, а тем самым и пути повышения экономической эффективности капитальных вложений.
Исходя из этого, следует: если рассматривать удельные капитальные вложения изолированно от других экономических показателей и на основе анализа их уровня производить определенные обобщения и делать выводы о степени эффективности разработки тех или иных конкретных месторождений нефтедобывающего района в целом, то в этом случае может быть получена искаженная, неверная оценка деятельности предприятий отрасли. Более того, сравнение отдельных районов нефтедобычи между собой в таком разрезе не оставляет шансов на то, чтобы выявить и исследовать результативность наиболее важных направлений работы предприятий отрасли.
Анализ сложившегося уровня эффективности производства, капитальных вложений, новой техники или основных фондов, осуществляемый с помощью системы показателей, основных и дополнительных, устраняет возможность получения ошибочных результатов и придает исследуемым аспектам проблемы характер достоверности и объективности.
Удельные капитальные вложения на 1т текущей добычи рассчитывается как отношение объема вложенных средств за определенный промежуток времени к объему извлеченного сырья за тот же период. Объем капитальных вложений в этом случае формируется из затрат на геологоразведочные работы в той части, которая соответствует комплексу мероприятий, проведенному с целью разведки и подготовки запасов топлива в данном нефтедобывающем регионе, и затрат, освоенных в процессе разработки нефтяных месторождений. Этот показатель характеризует динамику капиталоемкости нефтедобычи. Определение уровня удельных капитальных вложений на 1т добытой нефти следует производить за достаточно продолжительные промежутки времени с тем, чтобы отдача от капитальных затрат, освоенных в течение этого периода, уже приносила ощутимые результаты. Тогда и влияние затрат, освоенных в предшествующие периоды, будет менее заметным, особенно в тех районах нефтедобычи, где ежегодные ассигнования денежных средств на капитальное строительство преследует цель наращивания добычи углеводородного сырья.
Анализируя фактическое состояние экономики в нефтедобывающей промышленности, можно в ряде случаев сделать выводы о перспективах развития производства на основании данных, характеризующих текущее состояние продуктивных горизонтов. Изменение их техника эксплуатационных показателей уже само по себе может быть отнесено к тем симптомам, когда разрабатываемые месторождения постепенно переходят в стадию уменьшения отбора сырья. Это свидетельствует о том, что их дальнейшая эксплуатация будет связана с увеличением материальных затрат
единовременных и текущих.
Поэтому для отражения степени эффективности капитальных затрат и, как результат инвестиционного процесса, степени эффективности использования новых основных средств, необходимо дать количественную оценку еще одному удельному показателю — капиталоемкости добычи нефти из скважин, введенных в эксплуатацию из бурения. Увеличение его уровня может подтвердить выводы, сделанные на основе анализа капиталоемкости прироста добычи. Такое изменение свидетельствует о вступлении месторождения в ту стадию добычи, когда извлечение каждой тонны нефти сопряжено с возрастанием затрат по следующим причинам:
а) снижение производительности скважин, в связи с чем наблюдается увеличение удельного веса сырья, извлеченного с помощью глубинных насосов;
б) повышение обводненности нефтесодержащих горизонтов, вследствие чего снижается удельный вес нефти в общем объеме извлеченной жидкости;
в) бурение скважин на значительно большие глубины для вовлечения в производственный процесс других продуктивных горизонтов;
г) резкое уменьшение объема извлекаемых запасов сырья. В таких условиях ввод новых мощностей по добыче нефти и попутного газа не всегда способен реализовать задачу расширенного воспроизводства, а потому добытая продукция в подавляющей своей части участвует в процессе простого воспроизводства, характеризующегося поддержанием текущего уровня производства на каком-либо одном достигнутом уровне.
Все вышеизложенное объясняет причины роста величины показателей удельных капитальных вложений на прирост 1 т нефти, на добычу 1 т сырья по категории новых скважин. Вместе с тем, поскольку ввод новых основных средств, таких как скважины, оборудование для эксплуатации, сбора и транспортировки нефти и газа предполагает длительное их использование,
эффект, определяемый для капитальных вложений, осуществленных в последние годы, может быть подсчитан несколько позднее через показатель удельных капитальных затрат на 1т текущей добычи.
При расчете удельных капитальных затрат в такой трактовке целесообразно произвести экономический анализ по выявлено фактического размера прироста добычи нефти за счет ввода новых мощностей. Это имеет принципиально важное значение, так как позволяет дать качественную оценку тем объемам добычи, которые участвуют в течение многих лет в процессе компенсации потерь по переходящему фонду скважин.
Для этого введем следующие обозначения:
КЕ -капитальные вложения в нефтедобычу Е=5лет;
Q0 -общий объем добытой нефти;
Q H — добыча нефти из новых скважин;
Qnp — абсолютный прирост добычи нефти;
Qn — объем нефти, добытой из новых скважин, пошедший на погашение падения добычи по переходящему фонду;
Кпро, Кно — капиталоотдача, рассчитанная, соответственно, по абсолютному приросту и добыче нефти из новых скважин;
Кпру, Кне — удельные капитальные вложения (капиталоемкость), рассчитанная, соответственно, по абсолютному приросту и добыче нефти из
новых скважин.
Тогда
(1)
при условий QH = Qnp + Qn , получаем
(2)
или после преобразования
(3)
При определений размеров капитальных вложений принимаемых для расчетов, следует учесть то обстоятельство, что в нефтедобывающей промышленности временной период между началом их освоение и получением отдачи составляет примерно 1 год. Это относиться и к наиболее капиталоемкому процессу – строительству скважин. Следовательно во всех расчетах необходимо придерживаться принятой величины лага. Далее необходимо определить
(4)
после соответствующих перестановок и преобразований получаем
(5)
Введение соотношение позволяют рассчитать тот объем добытого сырья, который участвует в процессе погашение размеров падания производительности переходящего (старого) фонда скважин. Однако практика показывает что на нефтедобывающих предприятиях вследствие проведение разнообразных гелого-технических мероприятие, направленных на повышение дебита действующего фонда скважин, их электропрогрева, термогазохимического действия, дополнительного прострела горизонтов и д.р. по ряду скважин отмечается увлечение производительности. Такой факт должен быть учтен при определений размеров компенсаций.
В том случае первоначальное условие приобретает несколько иной вид:
(6)
где Ост – прирост добычи по категорий старых скважин.
Тогда
(7)
Другим измерителем, характеризующим эффективность инвестиций,
как уже отмечалось, является показатель удельных капитальных вложений на
1 т прироста добычи сырья. Он рассчитывается как отношение объема затрат
к величине прироста добычи нефти и газа по годам. Следовательно, экономический смысл его заключается в том, чтобы показать усилия, с которыми связано текущее, да и дальнейшее развитие производства нефтедобычи.
Приращение добычи каждой тонны нефти и газа ежегодно требует все больших и больших затрат по нефтедобывающим предприятиям республики. Более того, по объединению «Мангистаумунайгаз» с 1976г. наблюдается устойчивое снижение уровня текущей добычи в сравнении с предшествующими годами. Все это означает одно — резкое падение продуктивности скважин старого фонда, в связи с чем снижается общая добыча сырья. Как следствие этого явления, все больший удельный вес отдачи, полученной из вновь введенных скважин, направляется на погашение падения добычи по старому фонду. Кроме того, снижение суммарной добычи нефти по скважинам, находившимся в эксплуатации в предшествующие годы, связано с выбытием некоторых из них, перевод в категорию нагнетательных, их консервация и т.д. К тому же резкое обводнение некоторых продуктивных горизонтов повлияло на производительность многих скважин.
Сказанное не является из ряда вон выходящим фактом для нефтедобывающей отрасли. Напротив, изменения техника- эксплуатационных характеристик продуктивных пластов являются симптомами того, что разрабатываемые месторождения переходят постепенно в стадию уменьшения отбора сырья из нефтесодержащих горизонтов и дальнейшая их разработка будет связана со значительными материальными затратами — единовременными и текущими.
Степень эффективности капитальных затрат в связи с отмеченными тенденциями в отрасли может быть охарактеризована следующим измерителем капиталоемкости: отношением освоенных капитальных вложений к объему добычи нефти из скважин, введенных в эксплуатацию из бурения и освоения.
Наряду с удельными капитальными вложениями при определении экономической эффективности инвестиций нефтедобывающей промышленности анализируется уровень себестоимости добычи сырья. Себестоимость может быть отнесена к числу комплексных показателей. В ней концентрируются все сведения о текущих издержках производства, связанных с расходом энергетических, сырьевых, денежных ресурсов, с
затратами на освоение производства и содержание оборудования, с амортизационными отчислениями на полное восстановление и капитальный ремонт основных средств, функционирующих в производственном процессе. этому изменение эксплуатационных издержек в любом звене процесса нефтедобычи моментально будет зафиксировано в себестоимости продукции отразится в ее повышении или снижении.
Рассматривая себестоимость как один из важных показателей, характеризующих экономические результаты от инвестирования, следует придать приоритетное значение процедуре анализа этого показателя. Эксплуатационные издержки в добыче нефти могут определяться в целом по объединению и отдельным предприятиям, по способам эксплуатации, по нефти и газу в целом и раздельно. Исследование ее уровня во всех этих случаях представляет исключительный интерес, прежде всего по той причине, что подобные сопоставления вызывают необходимость в проведении анализа ряда дополнительных показателей, прямо или косвенно влияющих на издержки производства, что, в свою очередь, позволяет оперировать дополнительной информацией, содержащей важные сведения относительно возможностей повышения эффективности нефтегазового производства как непосредственно в процессе добычи, так и при использовании сырья в нефтепереработке и нефтехимии.
По вполне понятным причинам, связанным в основе своей с углублением рыночной ориентации в развитии экономики, может возникнуть вопрос о правомерности использования основных постулатов теории экономической эффективности капитальных вложений, разработанных для условий планового ведения отраслей хозяйства.
Действительно,коренные изменения, происходящие в управлении, функционировании производственного потенциала, финансировании отраслей, вызвали необходимость формирования новых хозяйственно-экономических образований-акционерных обществ,совместных и частных предприятий, товариществ и т.д. Определение результатов их производственной деятельности требует проведения аналитической работы по иной системе оценочных критериев и показателей, включающих такие измерители, как степень конкурентоспособности продукции, условия и объемы ее реализации на внешнем рынке, дисконтирование капитальных вложений, учет банковского процента, ставок финансирования, проведение конъюнктурных исследований и т.д.
Однако, несмотря на происшедшие изменения в характере экономических взаимоотношений между производителем и потребителем продукции, в частности продукции нефтегазового комплекса, основные подходы к определению экономической эффективности производства, критерии, действующие в период планового ведения хозяйства, могут быть использованы по сути и в современных условиях. Необходимо при этом осуществить лишь некоторую корректировку системы показателей, вводя соответствующие измерители, определяющие экономические приоритеты, соответствующие рыночным взаимоотношениям.
В международной практике функционирования всей системы нефтегазового комплекса главные акценты расставляются в процессе реализации продукции его отраслей — нефти, природного или попутного газа, продуктов нефтегазо переработки и нефтехимии. для определения степени доходности экспортных операций определяются такие показатели, как:
— суммарный объем инвестиций, освоенный производством для выпуска готовой продукции,
— общие издержки, связанные с введением конкретных циклов работ (геологоразведка, бурение, эксплуатация месторождений, внутри-промысловые транспортные сети),
— размеры амортизационных отчислений,
— валютные поступления от осуществленных сделок.
Такая система показателей достаточно схожа с той, которая использовалась в период действия законов плановой экономики для определения критериев и отдельных измерителей экономической эффективности производства, капитальных вложений. дополнительно вводимые показатели в нынешней ситуации отражают корректировочные процедуры, связанные с привлечением инвестиций, получением банковских кредитов.
С необходимости более гибкого подхода к анализу экономической эффективности освоения минерально-сырьевых ресурсов в условиях значительной дифференциации индивидуальных затрат на их извлечение неразрывно связана проблема учета мировой цены, превышение которой над издержками производства является одним из теоретически возможных критериев эффективности эксплуатации месторождений.
С момента провозглашения необходимости перехода экономики республики на принципы рыночных отношений в структуре себестоимости произошли многие изменения. Появление ряда новых статей, связанных с изменением налогообложения, изменением процедуры накопления амортизационных отчислений; передача в управление или в собственность иностранным компаниям ряда нефтяных месторождений и запасов сырья привели к тому, что информация о текущих издержках приобрела строго конфиденциальный характер. Это в значительной мере стало препятствовать тому, чтобы в создавшихся условиях можно было бы осуществить достаточно добротный анализ изменений одного из важных измерителей вроизво5ственной деятельности предприятий отрасли в разрезе ее структурных составляющих.
Следовательно, это обстоятельство еще раз подчеркивает необходимость проведения постоянного контроля со стороны компетентных государственных органов за размерами издержек непосредственно по статьям затрат с тем, чтобы, во-первых, строго соблюдались контрактные условия, во-вторых, выполнялись все установленные законами налоговые платежи, в-третьих, информация стала бы доступной для использования в специфической производственной, статистической и научной деятельности.
Заключительным блоком измерителей непосредственно в нефтегазо добыче, следующим за системой показателей, характеризующих экономическую эффективность производства и использования углеводородного сырья, является система расчетных величин, отражающих тот размер абсолютных и относительных выгод, который получается в результате проведения экспортных операций. Расчеты их производятся по формулам, в тыс. тенге:
Э1=Вф+В-Зп, (8)
где Э1 — экономический эффект экспорта;
Вф — отчисления в валютный фонд предприятия;
В — выручка от обязательной продажи валюты;
Зп — полные затраты предприятия, связанные с экспортными операциями.
(9)
где Э” — показатель экономической эффективности экспорта, %;
Мэ — масса экспорта во внутренних ценах;
Сэ — производственная себестоимость экспортных товаров.
На смену им пришли новые экономические критерии и оценки, позволяющие количественно выразить размеры получаемого эффекта и уровень эффективности при проведении нефтяных операций. Здесь, прежде всего, надо назвать суммарные издержки производства, включающие все единовременные затраты вплоть до строительства магистральных нефтегазопроводов, дисконтированные капитальные вложения, чистую современную стоимость (ценность) месторождения, дисконтированный поток наличности и др.
Однако общее, что может быть главным критерием развития нефтегазодобычи, остается практически одним и тем же, невзирая на коренные перемены, происходящие в экономике страны в целом, это — получение максимально возможной выгоды от использования добытого углеводородного сырья.
Экономическая оценка любого направления переработки сырья может быть проведена по трем различающимся вариантам, каждый из которых в статочной степени позволяет отразить уровень эффективности получения ей гаммы полезных продуктов, реальное извлечение которых базируется на физико-химическом составе поступающего углеводородного сырья.
Согласно принципам, являющимся исходными для первого варианта, расчеты за поступившее сырье и реализованную продукцию, выделенную него, должны проводиться в установленных оптовых ценах на сырье и готовые изделия. Такой подход, хотя и ставит в равные условия все предприятия, чья производственно-хозяйственная деятельность подвергается анализу, все же не будет в полной мере реальным и объективным по следующей причине. При сложившихся обстоятельствах, когда введен в действие ряд законодательных документов, разрешающих реализовать предприятиям часть продукции через товарно-сырьевые биржи или же непосредственно зарубежному потребителю, отдельные нефтегазодобывающие объединения и нефтегазоперерабатывающие комплексы имеют возможность добиться более высоких коммерческих результатов при сохранении стабильных объемов выпуска продукции. Это условие способно в корне изменить результаты, полученные расчетным путем при сопоставлении их производственной деятельности. Следовательно, итоги, позволяющие обосновать размер инвестиций для развития перерабатывающих процессов, будут варьировать в самых широких пределах.
По другому варианту, учитывающему складывающуюся конъюнктуру на внешнем и внутреннем рынках, все расчеты целесообразно вести в ценах, формирующихся на мировом рынке. Правомерность расчетов на такой базе сегодня уже не вызывает сомнений, так как современная ситуация в топливно-энергетических отраслях показывает, что на нее постепенно переходят все производственные подразделения, имеющие желание получить результаты сравнительного характера в наиболее сопоставимой форме. При таком условии все производства, привлекаемые к процессу сравнительного анализа по заранее выбранной системе показателей, получают как бы единые стартовые возможности. В деле же улучшения своего экономического положения каждое из них может предпринять свой маневр для изменения структуры и ассортимента выпускаемой продукции, которое в конкретных условиях происходит по-разному: за счет улучшения качественных характеристик продукции, расширения гаммы готовых изделий путем внедрения новых технологических процессов, роста суммарной массы выпуска товарных изделий благодаря сокращению потерь сырья и т.д.
Последний — третий путь экономической оценки результатов производственно-хозяйственной деятельности может быть реализован, исходя из реально складывающейся ситуации на внутреннем рынке. С ликвидацией таких государственных структур, как органы материально- технического снабжения, обеспечение предприятий различными видами сырьевых ресурсов, оборудования, материалов и др.. приняло в значительной ере хаотический характер. утеряны установленные в прошлом многосторонние связи, поставки, если они и осуществляются, происходят со значительными срывами во времени, по качеству и, что имеет особо негативное воздействие, — по резко возросшим и продолжающим постоянно расти ценам.
Образование новых снабженческих структур — разветвленной сети всевозможных бирж, выполняющих посреднические функции между товаропроизводителями и потребителями, позволяет нормализовать процедуру обеспечения производств необходимыми товарно-материальными ценностями. В этой связи третий вариант расчетов должен основываться на базовых значениях стоимости товаров, предлагаемых функционирующими биржами. Оценка степени эффективности производств по биржевому курсу в значительной мере приближает результаты к реальному уровню, так как цены на отечественных биржах постепенно приближаются к курсу, устанавливаемому на зарубежных.
Выбор экономически целесообразных вариантов развития перерабатывающих отраслей в современных условиях представляет собой довольно сложный и трудоемкий процесс. Связано это, прежде всего, с отсутствием достаточно надежной информации об издержках производств, ценах на сырье и конечные продукты, постоянно изменяющейся конъюнктурой. Кроме того, многие технологические процессы, получившие большое распространение в мировой практике и считающиеся на данный момент времени исключительно перспективными с коммерческих позиций, практически отсутствуют в технологической схеме заводов Казахстана, России, Азербайджана. Это обусловливает необходимость применения в расчетах капитальных вложений приблизительных данных, основывающихся на долларовом эквиваленте.
Трудности аналитического процесса выбора вариантов получения той или иной номенклатуры продукции, представленной на рисунках, заключаются еще и в том, что многие ее разновидности, хотя и известны как базовые, на основе которых в ходе определенных химических реакций образуются новые соединения, имеющие большую значимость для многих отраслей хозяйства, все еще не поддаются оценке в стоимостных единицах вследствие отсутствия собственных аналогов.
И все же, если произвести расчеты по таким вариантам, в которых просматривается: а) сырьевая направленность, б) экспортная ориентация с частичным присутствием готовых изделий, в) потребление углеводородов на внутреннем рынке, может быть получена довольно убедительная картина потерь и преимуществ в зависимости от направлений развития нефтегазового комплекса.
Изложенные специфические подходы к определению экономической эффективности использования углеводородов с учетом необходимости корректировки при расчете количественных уровней конкретных показателей могут быть сформированы в систему основных измерителей, характеризующих степень рационального использования и комплексности извлечения полезных компонентов из исходного сырья. Они же, а также производные из них измерители, способны в достаточной степени раскрыть преимущества использования ресурсов того или иного месторождения при сравнении вариантов освоения группы структур. Именно этот аспект проблемы использования углеводородных ресурсов нашел отражение (глава 6) при обосновании перспектив развития газовых месторождений, открытых на территории Южного Казахстана.
2.2 Критерий и показатели оптимального функционирования
нефтяной отрасли
Система рыночных рычагов, действующих в нефтяной промышленности в настоящее время, достаточно известна. Основным ядром ее является набор всевозможных платежей и налогов, взимаемых с недропользователей за проведение конкретных видов работ — поисковоразведочных изысканий, разведочного и эксплуатационного бурения, Непосредственной добычи нефти. Большая часть платежей — бонусы, роялти, плата за воспроизводство сырьевых ресурсов, за экологические нарушения, налоги на прибыль, на добавленную стоимость и другие фиксируются в соответствующих законодательных документах РК практически только в общем виде.
Конкретное же, количественно выраженное значение каждого налога, установленных норм выплат отражается в конфиденциальных документах и контрактах, договорах, лимитирующих определенную сферу деятельности природопользователей.
Недостатком и довольно существенным практикующейся системы рыночных рычагов в отрасли может быть назван тот закономерный конечный результат, к которому, как правило, приводят экономику нефтяной промышленности недропользователи. Прежде всего, это означает, что совокупность применяемых рыночных рычагов вообще не контролирует процесс комплексного использования сырьевых ресурсов.
В то же время в основном документе, регламентирующем все стороны деятельности недропользователей — «Кодексе РК о недрах и переработке мильного сырья» в статье «Принципы пользования, охраны недр и переработке минерального сырья» записано, что «при пользовании и охране переработке минерального сырья должны соблюдаться следующие принципы «2) рациональное и комплексное пользование недрами»
Что означает, в первую очередь, для недропользователей, осуществляющих нефтяные операции, данный принцип? В его понятие включается увеличение нефтеотдачи продуктивных горизонтов за счет применения новейших видов техники и современных технологических процессов, увеличение сроков эксплуатации месторождений наиболее эффективным и менее капиталоемким способом, стремление, если оно согласовано в контракте, к выбору наиболее эффективной схемы переработки извлеченных углеводородов.
Последнее условие, к сожалению, практически выпало из поля зрения государства — собственника сырьевых ресурсов. Ни в одном контракте на добычи нефти не нашло отражение обязательство недропользователя инвестировать строительство нефтегазоперерабатывающих или нефтехимических производств.
Широкая заинтересованность нефтяных компаний в своевременном получении своей доли на участие в реализации нефтяных операций в Казахстане должна принести положительные результаты в пополнении государственного и местных бюджетов.
Однако в реальной действительности все выглядит несколько иначе. Зарубежный инвестор, получая согласно контракту существенные скидки по налогам, стремится минимизировать риски, действовать с наименьшими затратами. Его главная задача — добиться получения максимальной прибыли и в короткие сроки. Это, в свою очередь, означает, что несмотря на определеное обязательства, содержащиеся в подписанном контракте, развитие социальной сферы регионов финансируется в лучшем случае в минимальном размере, в худшем же — традиционно укоренившемся — откладывается «на более дальние временные периоды».
Именно по этой причине любые контрактные соглашения между государством и нефтяной компанией должны, в первую очередь, отвечать интересам регионов, развитие инфраструктуры которых должно стать наиболее приоритетным направлением. Поэтому в соответствующих
документах должны найти отражение сроки и объемы инвестирования недропользователя в конкретные региональные объекты. Контроль же в этом ае должен быть жестким и не только за поступлением инвестиций от пании, но и за их целевым использованием.
Процедура подписания контрактов по результатам проведенных тендеров в основе своей носит характер учета взаимовыгодных условий для инвестора (нефтяная компания) и собственника ресурсов в лице государства. При этом главные аспекты будущего сотрудничества — объемы инвестиций, финансовые результаты, участие в развитии социально-экономического блока проблем, масштабы производственной деятельности (объемы геолоразведочных работ, размеры текущей добычи сырья, маркетинговые проработки относительно путей его реализации и др.) уже были конкретно обозначены на стадии проведения тендеров.
Поэтому приоритет отдавался тому участнику, кто при соблюдении выдвинутых условий, во-первых, обладает достаточными финансовыми возможностями, во-вторых, зарекомендовал себя в мире нефтяного бизнеса
надежный партнер, в-третьих, предложил более выгодные инвестиционно-финансовые параметры проекта.
Причины столь неутешительного состояния дел в отраслевом разрезе быть самые разные. Однако, главная из них, на наш взгляд, кроется в статочном желании соответствующих государственных органов, отвечающих за выдачу лицензий на проведение конкретных работ, согласование пунктов контрактов и подписания документа в целом, обострять ситуацию, сложившуюся вокруг привлечения иностранных инвестиций, еще и дополнительными требованиями, относящимися к необходимости расширения потенциала перерабатывающих отраслей за счет реинвестиции части полученной прибыли или вложений капитала в конкретные проекты по переработке сырья.
Думается, все же что существуют иные реальные пути реструктуризации нефтегазового комплекса. При этом главным условием ее должно выступать понимание того обстоятельства, что иностранные инвесторы сами по своей воле, даже если у них имеется желание развивать потенциал всех сфер комплекса, не предлагают такой путь его формирования. Поэтому формирование нефтегазового комплекса республики с разветвленной сетью нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических производств, с необходимой инфраструктурой как генеральное направление развития отрасли должно стоять во главе угла при совершении всех нефтяных операций.
Коренные изменения, происходящие в управлении, функционировании производственного потенциала, финансировании отраслей, вызвали необходимость формирования новых хозяйственно экономических образований — акционерных обществ, совместных и частных предприятий, товариществ и т.п. Определение результатов их производственной деятельности требует проведения аналитической работы по иной системе оценочных критериев и показателей, включающих такие измерители, как степень конкурентоспособности продукции, условия и объемы ее реализации на внешнем рынке, дисконтирование капитальных вложений, учет банковского процента, ставок рефинансирования, проведение конъюнктурных исследований и т.д.
Однако, несмотря на происшедшие изменения в характере экономических взаимоотношений между производителем и потребителем продукции, в частности продукции нефтегазового комплекса, основные подходы к определению экономической эффективности производства, критерии, действовавшие в период планового ведения хозяйства, могут быть использованы по сути и в современных условиях. Необходимо при этом осуществить лишь некоторую корректировку системы показателей, вводя соответствующие измерители, определяющие экономические приоритеты, соответствующие рыночным взаимоотношениями.
В международной практике функционирования всей системы иефтегазового комплекса главные акценты расставляются в процессе реализации продукции его отраслей — нефти, природного и попутного газа, продуктов нефтегазопереработки и нефтехимии. Для определения степени доходности экспортных операций определяются такие показатели, как суммарный объем инвестиций, освоенный производством для выпуска готовой продукции, общие издержки, связанные с ведением конкретных циклов работ (геологоразведка, бурение, эксплуатация месторождений, внутрипромысловые транспортные сети), размеры амортизационных отчислений, валютные поступления от осуществленных сделок.
Компаундирование нефтей с целью управляемого изменения их качества широко практикуется в мировой практике. На глубину и стоимость ее переработки, а также на ассортимент и качество выпускаемой продукции влияет большой перечень физико-химических показателей.
За рубежом при формировании банка качества нефтей используются «плотностная» и «дистилляционная» модели. В первой качество нефти и соответственно ее стоимостные показатели связываются с плотностью и содержанием серы. Вторая модель связывает качество нефти с потенциалом
светлых фракций.
В общем случае потребительские свойства нефти, поставляемой на экспорт, характеризуются следующими физико-химическими свойствами:
— плотность (р);
— выход фракций Ф при температуре до 200 (Ф200), 300 (Ф3300) и 350 (Ф350) оС;
— массовая доля серы S;
— концентрация хлористых солей С.
Естественно, что при развитии банка качества нефти в условиях рыночной экономики возникает необходимость учета большего числа показателей качества, так как в процессе поставки сырья на мировые рынки нефти начинают принимать участие все новые и новые страны, специфика качественных параметров их нефти еще не имела аналогов в мире.
В связи с этим для оценки влияния качества нефти на выход нефтепродуктов и общие затраты на их извлечение в практике проведения нефтяных операций используется комплексный показатель качества К.
Комплексный показатель качества как единый показатель потребительских свойств нефти может быть получен различными способами:
— на основе анализа статистики физико-химических свойств нефти и эмпирических зависимостей между перечисленными основными показателями;
— путем экономической оценки влияния каждого из этих показателей качества нефти на стоимость продукции перерабатывающего предприятия;
— на основе экспертных оценок взаимозначимости параметров качества нефти с точки зрения ее переработки.
Каждый подход может быть использован самостоятельно, так как основывается на объективной связи потребительских свойств нефти с потребительскими свойствами — получаемых из нее нефтепродуктов — затратами на их производство.
В общем виде комплексный показатель качества представляется в ме уравнения регрессии:
К= А1 S + А2 С + А3 р + А4 Ф200 + А5Ф300 + А6 Ф350, (10)
где А1-А6 — коэффициенты весов показателей качества (коэффициенты
взаимной значимости показателей качества);
показатели S(%), С (мг/л), р(г/см ), Ф200, Ф300, Ф350 учитываются согласно действующим стандартам.
В результате апробации такого подхода при определении влияния качества нефтяных ресурсов за эталонную нефть с К=1 было принято исходное сырье со следующими параметрами качества: S = 1%, С = 100г/л, р=0,865г/см3, Ф200=21%, Ф300=36%, Ф350=50%.
Отклонение комплексного показателя качества, рассчитываемого по конкретному сорту нефти, от единицы в сторону увеличения означает ухудшение ее качества (удорожание переработки), в сторону уменьшения — лучшение качества сырья и, как следствие, удешевление процессов увелечения конечной продукции.
C необходимостью более гибкого подхода к анализу экономической эффективности освоения минерально-сырьевых ресурсов в условиях значительной дифференциации индивидуальных затрат на их извлечение неразно связана проблема учета мировой цены, превышение которой над издержками производства является одним из теоретически возможных критериев эффективности эксплуатации месторождений.
Некоторые исследователи этой проблемы рекомендуют учитывать мировую цену путем установления различных уровней рентабельности и соответствующих им критериев оценки ее при условии, что прибыль определяется в виде разности между мировой ценой и издержками производства. Такой подход представляет собой ни что иное, как оценку эффективности спорта углеводородов. Здесь мировая цена выступает в качестве замыкающих затрат на месторождениях, обеспечивающих покрытие экспортных потребностей.
В условиях крупных по объему экспортных операций подобные четы вполне оправданы. Однако, основная проблема состоит в том, что мировые цены подвержены определенным колебаниям. По этой причине будет более обоснованным осуществлять учет как по средним значениям портных цен, так и по мировой цене.
В сущности же эта процедура будет преследовать основную цель —
оценку того экономического потенциала месторождений углеводородного сырья, которым с максимальной степенью надежности
обладает владелец ресурсами в случаях:
а) добычи их и экспортирования в сыром виде;
б) добычи, переработки и последующего экспортирования конечных продуктов.
Другая дискутирующаяся проблема экономической оценки месторождений углеводородов состоит в определении границ в системе оценок. Основными здесь являются следующие подходы:
а) учет при определении затрат и выборе критерия эффективности деятельности геологоразведочных и добывающих предприятий;
б) включение в эту систему затрат, связанных с транспортировкой
в) оценка месторождений, исходя из стоимости продукции, полученной на стадии переработки.
Вполне понятно, что в первых двух случаях издержки, связанные непосредственно с нефтегазовыми месторождениями, должны аккумулироваться в стоимости каждой единицы извлекаемого сырья. Что же касается третьего варианта, то, несмотря на многочисленные утверждения о том, что учет стоимости переработки нефти не столь необходим при экономической оценке месторождения, стоит лишний раз подчеркнуть важность этого процесса для расширения ареала экспортных операций. Сегодня, когда во многих странах мира, некоторые из которых, кстати, не относятся к числу нефтегазодобывающих держав, созданы крупные нефтегазоперерабатьивающие и нефтехимические комплексы, уже не топливо- бензин, керосин, дизельное топливо — определяет степень выгодности экспортных операций , а реализация на внешнем рынке отдельных углеводородных фракций, мировые цены на которые в несколько раз превышают цены на сырье или продукты топливного направления.
Более того, размеры мощностей по вовлечению в необходимые технологические процессы индивидуальных углеводородов, созданные крупнейшими нефтеперерабатывающими компаниями мира, предопределяют степень их влияния на международных рынках нефти и продуктов переработки углеводородов.
Наиболее распространенными критериями в международной практике при определении эффективности вложения средств в разработку нефтяных месторождений приняты суммарные издержки производства и чистая ценность. Наиболее полно весь комплекс геолого-географических и технологических факторов, влияющих на уровень затрат по освоению месторождений, отражается на величине издержек производства, состоящих из удельных дисконтированных капитальных вложений и эксплуатационных затрат в расчете на единицу добычи.
Дисконтированные капитальные вложения Кд на 1 т нефти рассчитываются по формуле:
(11)
где Кд — дисконтированные капитальные затраты в году t;
Kz — капитальные вложения, включающие затраты на геолого-графические исследования, приобретение прав на участки (бонус) и арендную плату, поисково-разведочное бурение, строительство скважин, нефтепроводов, накладные расходы;
Q — величина извлекаемых запасов;
г — ставка дисконта.
В качестве нормы дисконта, как правило, принимают учетную ставку процента по ссудам, которая в наибольшей мере свободна от риска. К началу 90-х годов она колебалась в пределах 7-12% по разным странам. Станфордским институтом (США) принята равной 15% в связи с повышенным риском капиталовложений и неопределенностью результатов поисково-разведочных работ в нефтяной промышленности.
Однако в современных условиях, когда геолого-географические факторы оказывают исключительное влияние на процессы обнаружения и ввода в эксплуатацию месторождений, предпочтение должно отдаваться не издержкам производства, а показателю чистой современной ценности месторождения, представляющей собой предварительно рассчитанный суммарный дисконтированный чистый доход от разработки месторождений за вычетом отчислений в пользу государства.
Наиболее упрощенным способом расчета показателя является определение чистой современной ценности с помощью суммарных стоимостных измерителей за весь период разработки, а именно:
(12)
где V — валовые поступления от разработки месторождения;
К — суммарные инвестиции в освоение месторождения;
Qr- величина извлеченных запасов месторождения;
t — время (с начала разработки), календарные годы;
г — ставка дисконта.
Приведенная формула позволяет определить Цчс на основании средних издержек за весь период разработки месторождения и приблизительно оценить целесообразность инвестиций при различных значениях t, что предполагает использование ее в целях предварительной оценки.
При обосновании инвестиционных решений применяют более детальное выражение:
(13)
где Т — срок разработки месторождение;
Рt — мировая цена на нефть в воду;
Сt — издержки производства в том же году;
qt — добыча нефти в году t;
G — доля государственных отчислений в общем прибыли;
г — ставка дисконта.
Упрощенный вариант последней формулы использует для расчетов чистой ценности (Цч) в зависимости от величины издержек производства:
Ц ч = (Р-С) х Q х (1-G), (14)
где Q — величина извлеченных запасов месторождения.
В течение 80-х годов учет фактора времени при экономической оценке месторождений в капиталистических странах стал особенно актуальным, что объясняется резким увеличением процента учетной ставки, высокими темпами инфляции, дестабилизацией налоговой системы отрасли, возросшей стоимостью риска и рядом конъюнктурно-политических факторов. Наиболее широко фактор времени учитывается при расчете нормы прибыли, срока окупаемости капитальных вложений и дисконтированных денежных поступлений.
Вместе с тем в системе организации и ведения хозяйства главной проблемой остается все та же — рациональное и комплексное использование углеводородного сырья. В зависимости от глубины его расщепления экономические результаты могут изменяться в самой непредсказуемой степени. Поэтому при определении показателей экономической эффективности в отрасли все составляющие вышеприведенных зависимостей, характеризующие объемы продукции (запасы, добыча текущая или накопленная), должны отжать выход конечного ассортимента в процессах нефтегазопереработки и нефтехимии.
Это лишний раз позволит учесть уникальность качественного состава ого вида перерабатываемого сырья и соответственно выход широкой
граммы продукции в зависимости от выбранной схемы переработки.
Учет извлекаемого ассортимента продукции при экономической оценке углеводородного потенциала дает наиболее достоверную оценку чистой ценности нефти и газа, а сравнение вариантов (13) и (14) позволяет количественно в денежном выражении отразить преимущества комплексного использования углеводородов.
В современных условиях хозяйствования, когда рыночные отношения стали преобладающими в мировой экономике, оценка проектов в нефтяной сфере с позиции экономической привлекательности имеет различную методологию расчетов. Однако, наибольшее предпочтение отдается анализу потоков наличности, определяемому как приток и отток денежных средств, или, иными словами, получение и расходование наличности. В эту категорию включаются валовой доход, эксплуатационные затраты, а исключению подлежат амортизационные отчисления, капитальные затраты. Сущность этого принципа, заключающегося в возврате вложений, делает движение наличности наиболее подходящей формой оценки проектов.
3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ МЕХАНИЗМ УПРАВЛЕНИЯ НЕФТЯНЫМ РЫНКОМ
3.1 Государственное управление функционирования нефтяного рынка
Энергетика является существенным фактором развития экономики страны, в особенности, в период перехода ее к рыночным отношениям.
Мировой опыт организации и управления предприятиями и отраслями топливно-энергетического комплекса свидетельствует о необходимости достаточно жесткого регулирования их дёятельности со стороны государства. Это обусловлено следующими причинами:
а) Предприятия комплекса немногочисленны, относятся к стратегическим отраслям экономики, в значительной степени определяют промышленный и военный потенциал. Как известно, та степень, до которой энергетическая продукция воспринимается как стратегический материал, в отличии от потребительского товара, часто является основным фактором, определяющим степень государственного участия в национальной энергетике. Представление об энергетическом топливе как о товаре наравне с любым другим потребительским товаром является относительно новым и возникло в результате перебоев на нефтяном рынке в 1970-х и 1980-х годах. Крайние колебания цен на энергоносители и изменение условий на энергетическом рынке, характеризующееся возрастающей конкуренцией и переходом к экономическим реформам в целом, привели ко все возрастающему пониманию того, что энергоносителями можно управлять, как потребительским товаром. Возникновение спотового (рынка наличного товара) и фьючерсного рынка энергоносителей предоставило как потребителям, так и поставщикам топлива, средства управления как ценовым риском, так и риском, связанным с поставкой. Возможные решения экономической и государственной организации топливно-энергетической отрасли обобщены в приведенной ниже таблице 11.
Таблица 11 — Решения экономической и государственной организации в области энергетики
Тенденции Энергия является
стратегическим
материалом Энергия является
потребительским
продуктом Решения
Тенденция к централизованному
планированию
экономики А
Высокая Б
Средняя / Низкая Решения в области
энергетики
принимаются
правительством
Тенденция, направленная в сторону рыночной
экономики В
Средняя / Низкая
. Г
Высокая Решения в области
энергетики
основываются на
показателях рынка
Как видно из таблицы, в странах, в которых присутствует тенденция к централизованному планированию экономики, в которых энергоресурсы рассматриваются как стратегический материал, чаще всего наблюдается принятие решений в области энергетики правительством (решение А). Характерным примером служат такие страны, как Мексика и Китайская Народная Республика. В странах, где проявляется тенденция, направленная на развитие рыночной экономики, и где энергия рассматривается как потребительский товар, чаще наблюдаются решения, основанные на рыночных соображениях (решение Г). На настоящий момент примером такой ситуации служат США (сильная тенденция) и Канада (менее сильная), которые продвигаются в этом направлении в течении определенного времени. Решение В является наиболее динамичной ситуацией и наблюдается во многих странах. В странах, которые переходят к рыночной экономике, превалируют рыночные решения в области энергетики. Эти страны переходят от решений типа А к решениям типа В. По мере того, как за энергетическим топливом закрепляется понятие потребительского товара, в отношении которого можно регулировать ценовой риск и риск сохранности, эти страны (в их числе и Казахстан) сумеют более интенсивно продвигаться в направлении рыночных решений в энергетике (от решения В к решению Г). Однако даже там, где приверженность рыночной экономике довольна сильна, правительство все же может по мере необходимости вмешиваться в промышленные отрасли своей страны (пример Великобритании, США, Канады).
б) Особенности отраслевого производства (геологоразведочные работы, бурение, нефтедобыча, а также транспортировка), связанные с нанесением определенного ущерба окружающей природной среде, делают предприятия комплекса экологически опасными. От деятельности предприятий отрасли зависит положение дел в экологии всего государства.
в) Энергия в различных формах потребляется абсолютно всеми членами общества, причем особенностью данного процесса является его непрерывный характер. Это означает, что вопросы энергоснабжения были и остаются вопросами политическими.
г) Для энергоотраслей характерны высокая инерционность развития, огромная капиталоёмкость и• концентрация материальных ресурсов, потребность в масштабном и комплексном освоении природных богатств, преимущественно монопольное положение на рынке и невозможность дублирования ряда производств на определенной территории.
В силу этих причин правительства большинства зарубежных стран предпочитают сохранять многие топливно-энергетические отрасли в собственности государства при весьма жесткой регламентации деятельности не попавших туда отраслей и предприятий, связанных с функционированием национальной энергетики. В качестве основных задач государственного регулирования в энергетике можно отметить следующие:
— создание добросовестной конкуренции;
— способствование стабильному развитию энергетики;
— защита окружающей среды;
— регулирование нормы прибыли корпораций.
Степень государственного участия в регулировании отраслей ТЭК, как свидетельствует мировой опыт, всецело зависит от этапа развития, конкретной обстановки, характера и масштаба решаемых задач. Для эффективного функционирования экономического механизма необходимо оптимальное сочетание рыночных методов и методов, обусловленных государственным вмешательством. Формы и методы финансового и экономического государственного регулирования нестабильны, они эволюционируют в зависимости от конкретных условий. Опыт промышленно развитых стран подтверждает, что чем острее ситуация, тем активнее государство вмешивается в регулирование отраслей ТЭК.
В конечном счете, степень государственного регулирования напрямую зависит от того, как организована национальная экономика. В настоящий момент развития человечества ведутся серьезные споры по поводу роли государства в энергетике своих стран, также как и споры по поводу вмешательства государства в национальную экономику в целом. В мире существует большое множество различных моделей организации отраслей энергетики, но также и существует тенденция к сокращению вмешательства государства и к предпочтению рыночных решений в разработке-, транспортировке и распределении энергетических ресурсов. Под рыночными решениями подразумеваются решения, основанные на объективных отношениях между покупателями и продавцами при куплепродаже энергетической продукции и услуг, с открытыми и прозрачными ценами, и минимальным вмешательством в процесс.
Существует немало стратегических подходов в формировании энергетических отраслей национальных экономик. Страны-члены ОПЕК, поставляющие сегодня 42% мировой нефти, являются примером стран, использующих нефтегазовую промышленность как экспортную. Они согласовывают свои действия, направленные на предложение нефти в мире. Великобритания и Россия, к примеру, характеризуются как страны с энергетически независимой моделью экономики, способные удовлетворить свои потребности в энергии.
Казахстанский энергетический сектор развивался как компонент с сильной интеграцией регионального энергетического рынка с южной частью Российской Федерации и ныне центрально-азиатскими государствами. Энергетические системы Казахстана более тесно интегрированы с энергетическими системами соседних государств, чем внутри страны. Это привело к возникновению аномальной ситуации, в которой существует дефицит на конечный энергетический продукт, несмотря на то, что страна имеет собственные запасы и достаточное производство сырой нефти и мощности по ее переработке.
Еще одним историческим обстоятельством, послужившим причиной такого состояния энергетического сектора, стало то, что нефтегазовая промышленность все больше отставала в техническом отношении поскольку не входила в утвержденный список отраслей приоритетного распределения капитальных вложений. Моральный и физический износ оборудования и невозможность поддержания на должном уровне существующей инфраструктуры привели к тому, что объемы производства энергии Казахстана оказались намного ниже его производственных возможностей. К тому же директивно устанавливаемые отпускные цены были необоснованно низкими, что не стимулировало энерго и ресурсосбережения. Казахстан также характеризуется высокой интенсивностью и неэффективностью использования энергии. Учитывая вышеперечисленное, для Казахстана стратегически необходимо стремиться к энергетической независимости… Однако это относится лишь к долгосрочной перспективе.
Модель агрессивного развития экономики с упором на экспортный сектор — путь, по которому прошли большинство развитых стран в 60 — 70-е годы, а Китай — в 80-90-е годы — несомненно подходит и для Казахстана. Поэтому очевидно, что в краткосрочной перспективе для казахстанского нефтегазового сектора естественен путь развития, направленный на формирование его как экспортно-ориентированного, что объясняется важнейшей донорской ролью топливной промышленности, которую ей предстоит сыграть в становлении отечественной экономики.
Как показывает мировая практика, у правительства может быть множество целей в отношении энергетики в зависимости от комбинации таких факторов, как макроэкономическая организация, восприятия в отношении энергетического топлива и выработанные подходы к решению, например, для стран, где превалируют рыночные решения, многие правительства могут иметь — своей задачей «защиту» рынка от антиконкурентной практики, повышение прозрачности и т.д. Страны с хорошо выраженным государственным регулированием энергетической отрасли могут преследовать такие цели, как обеспечение поставок энергии на внутренний рынок (если страна является крупным потребителем энергии) или увеличение доходов от экспорта энергии (если страна является чистым производителем).
Основные моменты механизма государственного регулирования процесса становления казахстанского энергетического сектора определены в так называемой Новой Промышленной политике, разработанной Министерством энергетики, индустрии и торговли.
Новая Промышленная политика (1-11 iii) представляет собой мероприятия по согласованию целей, задач, инструментов и программы совместных действий государства и отдельных групп предпринимателей для достижения частных целей по подъему производства и выводу его на конкурентные позиции как на внутреннем, так и на внешнем рынке. Основной задачей является перераспределение ресурсов общества под влиянием государства. Основной проблемой — выбор предметов (отраслей, секторов, предприятий) политики и наиболее подходящих инструментов для каждого конкретного объекта.
Новая Промышленная политика должна сыграть роль связующего элемента между государством, представленным правительством и заинтересованным в росте доходов бюджета и занятости, и промышленным сектором, заинтересованным в увеличении объемов производства и своих прибылей. Важно отметить, что в рамках НПП государство должно отвечать за:
— создание благоприятной внешней по отношению к предприятиям среды;
— обеспечение комплексного подхода и корректировку курса реформ;
— выполнение собственных обязательств как политического, так и финансового характера;
— стимулирование капитала накопления самими частными предприятиями;
— поддержание каналов обмена информацией и формирования общих решений;
— создание правовой базы для совместных решений;
— сохранение конкурентной среды и защита внутреннего рынка;
— подавление «черного» рынка.
Предприниматели (или группы, объединения) в свою очередь должны отвечать за выполнение собственных обязательств инвестиционного, производственного и финансового характера.
Рассмотрим те инструменты, которыми располагает правительство Казахстана на сегодняшний момент для успешной реализации Новой Промышленной Политики:
— политическое финансирование экономики: 200-250 миллионов долларов США в год (включая суверенные гарантии);
— сдерживание роста цен и тарифов в экономике за счет регулирования цен и тарифов национальных акционерных компаний и наиболее крупных компаний-монополистов;
— налоговые льготы в виде предоставления отсрочек по платежам в бюджет сроком до года;
— запреты на ввоз отдельных видов товаров или введение специальных пошлин, квот на импорт/экспорт;
— ставки пошлин и акцизов;
— направление внешних инвестиций на инфраструктурные объекты;
— политика приватизации государственной собственности;
— учетная политика;
— государственные закупки и заказы.
Основой механизма реализации НПП является диалог между государством в лице правительства и различных органов отраслевого и территориального управления и предпринимателями. Государство ставит задачи и предлагает предпринимателям принять участие в реализации проекта. Проект должен быть конкретным и иметь общую цель. Со своей стороны предприниматели определяют те меры государственной поддержки, которые они хотели бы получить. В ходе диалога должно происходить согласование позиций.
Правительство рассчитывает, что предприниматели, располагающие опытом работы и капиталом, используя предложенную правительством Казахстана поддержку направят больше инвестиций в основное оборудование, увеличат производство и продажу отечественных товаров на внутреннем рынке, увеличат занятость и оплату труда на своих предприятиях и, в результате, увеличат платежи в государственный бюджет. Таким образом реализуя НПП государство надеется на эффект мультипликации, когда инвестированные им средства должны пройти через счета пяти-шести предприятий и оживить каждое из них, прежде чем вернуться налогами в бюджет.
Одним из главных элементов финансово-экономического регулирования отраслей ТЭК остается государственный протекционизм. Он наиболее ярко проявлялся в периоды «потрясений» на мировом рынке энергоносителей и, несмотря на тенденцию к ослаблению государственного контроля в США, Канаде, Великобритании, Франции и др. странах государственный протекционизм достаточно широко практикуется.
Государственный протекционизм имеет следующие проявления:
— Государство контролирует освоение национальных энергоресурсов с целью их охраны и рационального использования. При этом как инструмент протекционизма может применяться дискреционная система лицензирования, предусматривающая льготы для национальных энергетических компаний в предоставлении лицензий на освоение ресурсов, отбор иностранных инвесторов, предоставляющих наиболее выгодные для страны программы работ, участвующих в более широких программах экономического развития. — Для защиты внутреннего рынка энергоносителей и потребителей государство регулирует цены на продукцию и услуги предприятий, относящихся к естественным монополиям.
Во всем мире бизнес по управлению нефтепроводами относится к области регулируемых естественных монополий, так как характеризуется меньшей нормой прибыли по сравнению с предприятиями по добыче и разведке нефти, для которых характерен более высокий риск и отсутствие регулирования. В большинстве развитых стран внутренняя норма окупаемости капиталовложений для трубопроводов обычно составляет 10%- 12%, а минимальная норма окупаемости капиталовложений в операциях по разведке и добыче обычно превышает 18%. В результате этого в развитых странах в секторе транспортировки нефти доминируют национальные коммунальные компании, специализирующиеся на строительстве и эксплуатации трубопроводов. Примером такой компании является ЗАО КТН «Каз Транс Ойл».
Что касается казахстанской практики, то приоритет внутреннего рынка сохраняется путем волевых решений правительства, например, принятое в декабре 1999 года постановление относительно обязательной загрузки сырьем отечественных НПЗ, которое обеспечивается путем заключения соглашений о поставке сырья на внутренний рынок с каждой отдельно взятой нефтедобывающей компанией. Это решение было обусловлено крайне тяжелым положением, сложившимся на внутреннем рынке нефтепродуктов.
Результатом этих жестких мер, вызвавших недовольство со стороны нефтяных компаний, устремленных из-за ценовой конъюнктуры на внешний рынок, стали, во-первых, оживление на простаивавших и работавших на треть мощности казахстанских НПЗ, а во-вторых, снижение цен на горючее на внутреннем рынке.
— Государство может защищать свои интересы посредством прямого регулирования объемов производства энергоносителей как для решения задач охраны недр, экономических и экологических проблем (Норвегия, США), так и для поддержания уровня цен на энергоресурсы (деятельность ОРЕС).
— Государство может стимулировать собственных производителей энергетических машин и оборудования-, давая им временную защиту от иностранных конкурентов ранее практиковалось в Великобритании, до сих пор имеет место в Норвегии).
Оно может практиковать и другие виды протекционизма в широком смысле, например, побуждать иностранные фирмы проводить в принимающей стране значительную часть соответствующих НИОКР, вкладывать значительные инвестиции в социальные и экологические проекты, развивать необходимую инфраструктуру и модернизировать производство.
Важным объектом государственного регулирования, продиктованного экономическими, политическими, социальными и другими соображениями является в настоящее время экспорт сырья и полуфабрикатов. Регулирование экспорта сырья осуществляется главным образом с помощью административных инструментов. Чаще всего правительства промышленно развитых стран прибегают к таким мерам, как регистрация экспортеров, лицензирование коммерческих сделок, «добровольное» ограничение поставок и заключение межправительственных соглашений, определяющих взаимные обязательства сторон и другие условия товарооборота.
В качестве примера «добровольного» ограничения поставок на внешний рынок можно рассмотреть решение правительства Казахстана, касающееся увязки объемов экспорта сырой нефти с загрузкой отечественных НПЗ. При планах нефтедобычи на 2007 год, оцениваемых в пределах 65млн. тонн, постановлением правительства экспорт сырой нефти ограничен до 45млн. тонн. Около 20млн. тонн предполагается направить на внутренний рынок. Этот шаг был очень резко воспринят иностранными нефтедобывающими компаниями, работающими в Казахстане на основе соглашений по разделу продукции, которые предусматривают, что экспорт добытой нефти компании могут осуществлять так как считают необходимым, а, если же в силу вступают некие условия, предполагающие защиту национальных интересов Казахстана, то правительство обязано компенсировать компаниям ту разницу в ценах, которую они могут потерять.
Однако большинство аналитиков нефтяного бизнеса соглашается с тем, что эта мера вынужденная, так как других более или менее вразумительных рычагов для обеспечения внутреннего рынка нефтепродуктами пока никто не разработал. Правительство Казахстана, традиционно пользовавшегося репутацией страны с самым либеральным внешнеэкономическим законодательством, все же обязано в первую очередь защищать национальные интересы, даже ценой возможного ухудшения инвестиционного имиджа республики. Одним из важнейших аргументов в пользу принятого постановления стал положительный опыт России, которая сегодня оставляет для внутреннего рынка до 60% добытой нефти. Выгоды государства в данной ситуации очевидны с точки зрения и фискальной политики, и обеспечения занятости населения.
Нельзя также сбрасывать со счетов непродуманность и несовершенство механизма экспорта сырой нефти на мировом рынке, который даже в условиях беспрецедентного роста мировых цен на нефть не приносит в государственную казну ожидаемых крупных поступлений.
В экспорте сырья и полуфабрикатов государственные органы в ряде стран контролируют уровень цен поставляемых товаров с целью увеличения валютных доходов и предотвращения недобросовестной коммерческой практики экспортеров. Такой ценовой контроль остро необходим и в Казахстане. Об этом свидетельствует тот факт, что мировая цена растет, а бюджетные поступления от экспорта остаются весьма не значительными. Отсутствие у Министерства государственных доходов РК механизма контроля экспортных цен открывает поистине фантастические перспективы обогащения для экспортирующих компаний, в результате чего нефть поставляется на мировые рынки практически по демпинговым ценам.
Имитация посредничества, когда казахстанская нефть, которая экспортируется на мировые рынки, как правило, транснациональными корпорациями, перепродается их филиалам, зарегистрированным в оффшорных зонах, позволяет незаметно поднять цену до уровня мировой. Таким образом, вывоз товара из Казахстана происходит по одной цене, а на мировой рынок поступает и продается — совсем по другой. В результате Казахстан теряет, а корпорация получает сверхприбыли.
Проблема трансфертных цен, используемых для определения стоимости продукции, передаваемой одним подразделением другим внутри компании, обуславливает необходимость разработки мер по увеличению прозрачности и открытости ценообразования нефтяных корпораций. Кстати в России налоговые органы уже предприняли ряд мер — в частности», вертикально интегрированные нефтяные корпорации теперь обязаны продавать часть добытой нефти на государственных товарных биржах.
В качестве еще одного, достаточно цивилизованного инструмента перекрытия основных каналов уклонения от налогообложения и утечки капитала из страны может послужить введение обязательных условий — гарантирующих оплату экспорта и импорта с участием казахстанских предприятий в виде выставления аккредитива, выдачи гарантий первоклассных банков, открытия залоговых депозитов в отечественных банковских структурах. Речь идет о проекте новой инструкции «Об организации экспортно-импортного валютного контроля в Республике Казахстан», где предлагается законодательно закрепить одно из таких положений: либо обязательное страхование всего объема ввозимой или вывозимой продукции, либо выставление аккредитива или банковской гарантии в пользу казахстанского предприятия со стороны покупателя или продавца вывозимой или ввозимой в республику продукции. Напомним, что под аккредитивом понимается взятое банком по поручению покупателя обязательство в течение определенного периода времени (в данном случае, срок проведения текущих валютных операций — 180 дней) оплатить продавцу всю стоимость товара при предъявлении заранее определенных документов. В России специалисты считают, что именно такие схемы способны раскрыть прозрачность деятельности многих экспортно-ориентированных предприятий, поставляющих продукцию через систему оффшорных посредников. Однако, прежде чем эти проекты получат широкое обсуждение в кругу экспертов, необходимо напомнить, что аккредитивная форма расчета отличается сложностью и дороговизной (обычно банки взимают высокую комиссию за выполнение аккредитивных операции).
Особое значение в государственном регулировании придается гибкому налоговому законодательству, обеспечивающему в случае удачного формирования оптимальный режим деятельности нефтяных предприятий как с точки зрения государства (темпы развития и структурные изменения предприятий, максимизация на относительно стабильном уровне налоговых изъятий в бюджет), так и инвесторов, в том числе и иностранных.
В мировой практике правительства обычно взимают не более 10 налогов и сборов. В среднем эта цифра составляет 6-8 разных видов, традиционно устанавливаемых 1-2 уровнями власти.
К сожалению, налоговое законодательство, действующее в настоящее время в Республике Казахстан, далеко от совершенства и вызывает множество споров и претензий. Закон «О налогах и других обязательных платежах в бюджет», принятый в 1995 году, несомненно сыграл свою позитивную роль в становлении финансовой системы республики, соответствуя тому объективному этапу развития страны. Однако за пять лет социально-экономические показатели страны претерпели значительные изменения, и существующее налогообложение уже неадекватно как интересам реального сектора, в лице национального производства, так и стратегическим интересам экономического развития страны в целом.
Финансовые поступления из природного сектора очень важны для любого государства. Они имеют форму прибыли государственных предприятий в природа эксплуатирующем секторе или отчислений от дохода частных предприятий. Для государственных предприятий величина прибыли зависит от ценности месторождения и эффективности его эксплуатации. Для частных предприятий поступления в бюджет государства имеют форму платежей, арендной платы, динамической ренты, зафиксированных в налоговом законодательстве, а также налогов (прямых и косвенных), зафиксированных в законах о налогах и инвестициях.
Все выплаты в зависимости от их природы можно разделить на две группы. К первой группе относятся платежи, покрывающие административные расходы на функционирование структур, которые обеспечивают управление и контроль за деятельностью природа эксплуатирующих предприятий. Во вторую группу входят налоги и платежи, предназначенные для изъятия дифференциальной рентой.
Платежи представляют собой плату за административное действие или услугу со стороны государства и уплачиваются за предоставление или возобновление права на природопользование сразу после подачи запроса до его рассмотрения. Если запрос не удовлетворяется, то обычно платеж возвращается. Дополнительные платежи взимаются за лабораторный анализ, геологическое исследование территории, топографическую съемку, оценку объекта, регистрацию и сертификацию документов и т.п. Эти платежи идут не в общий фонд, а в специальный — на улучшение качества соответствующих услуг.
Арендная плата, или земельная рента — это плата за исключительное право использовать арендованные земли. Она рассчитывается на единицу арендованной территории и уплачивается собственнику земли. Величина платежа должна быть достаточной для того, чтобы предотвратить спекулятивное использование земель, а также избежать приобретения земли иностранным предпринимателем а целях ее интенсивного использования при приостановке им аналогичных работ у себя на родине. Подобный налог дает стимул активным эксплуатационным действиям. Однако понятно, что цель налога — предотвращение спекуляций, а не сбор средств в государственную казну. Эта цель достигается сбором дифференциальной ренты или налога с доходов. В первые годы эксплуатации природного объекта арендная плата устанавливается на минимальном уровне, а затем постоянно увеличивается один раз в несколько лет с тем, чтобы заставить предприятие развивать свое производство.
Дифференциальная рента — это платеж государству за привилегию использовать истощаемые ресурсы. Он рассчитывается из валовой выручки производителя, а не из его чистой прибыли. Поскольку это плата за истощение, то для ее сбора необходима оценка природного объекта. Здесь могут использоваться различные методы — и прямые, и косвенные. Чаще платеж базируется на согласованном уровне чистого дохода.
Налог с дохода рассчитывается на общих для всех предприятий основаниях. Ввиду того, что объем добычи может сокращаться, в законодательствах различных стран предусмотрены налоговые скидки. При этом принимаются во внимание «истощение по издержкам» (рост издержек на разведку), уменьшение годового производства, или «процентное истощение», рассчитываемое в процентном отношении к падению стоимости производства. Однако существует предел скидок. Гарантирующий государству получение некоторого налогового минимума.
Тарифы обычно устанавливаются при импорте или экспорте товаров. Экспортные пошлины не должны ослаблять позиции местного бизнеса на мировом рынке.
Обычный уровень суммы экспортной пошлины и дифференциальной ренты составляет не более 10-20% для углеводородного сырья.
В основном распространены три типа налогов, которыми облагаются производители нефти:
— налоги собственника недр на выпуск;
— налоги на прибыль;
— налоги на активы.
Налоги на выпуск чаще всего называются «роялти», или «налогом суверена», и назначаются как доля выпуска или процент от стоимости произведенного сырья. Это налог подобен экспортной пошлине и гарантирует государству-собственнику некоторый доход в тот период, когда добывающее предприятие еще не вышло на проектную мощность. Обычно налог на выпуск дополняется уплатой бонуса при выигрыше тендера, выполняющие аналогичные функции. Уровень налога, как правило, составляет 10-20% стоимости нефти и газа. Ставка налогообложения может увеличиваться, если цена на добытый ресурс превышает некоторую базовую величину, установленную государством.
Принципиальная трудность в изъятии роялти состоит в том, что он увеличивает средние и предельные издержки добычи. При любой цене компания-оператор получает стимул к сокращению добычи. Такой эффект может быть желателен при значительном физическом истощении месторождений. Однако его последствиями становятся сокращение затрат на геологоразведочные работы и переоценка ранее оконтуренных месторождений как экономически истощенных в новых условиях. Нужно стремиться достичь оптимальной величины роялти в целях установления разумного сочетания его роли как, с одной стороны, средства увеличения доходов государства, а с другой стороны — препятствия к увеличению объемов добычи.
Проблема соотношения фиксированного бонуса и ежегодно уплачиваемого роялти достаточно сложна. Бонус имеет то преимущество, что его величина не зависит от объема будущей добычи полезного ископаемого. За уплатой такого рода платежей легко следить, поскольку нет необходимости рассчитывать их в зависимости от объема добычи. Бонусы оказывают минимальное воздействие на развитие процесса добычи, потому что сразу после уплаты становятся «прошлыми» затратами.
Важно учитывать, что величина бонуса всецело зависит от стоимости прав на добычу в момент их передачи. Риск финансовых потерь полностью лежит на компании, которая претендует на лицензию. Если процесс добычи не достигнет проектной мощности, то эта компания понесет убытки. А государство свой бонус получит. Вместе с тем все преимущества успешной отработки месторождения остаются у компании, даже если причиной повышения прибыльности явились внешние факторы (поднятие цен).
Для очень ценных месторождений величина бонуса может быть достаточно большой. Так, в США получение некоторых лицензий на добычу нефти и газа влекло уплату бонусов в сотни миллионов долларов. Такие суммы иногда лежат за пределами финансовых возможностей фирм и способствуют отсеву финансово несостоятельных компаний.
Роялти имеет преимущества там, где трудно использовать бонусы. Как уже отмечалось, роялти есть способ регулирования желательного объема добычи. Поэтому продавец лицензии может вносить свой вклад в скорейшее начало добычи. Регулируя величину роялти в зависимости от объема и других факторов.
Очень высокие индивидуальные ставки роялти могут сдержать развитие месторождения, кроме тех, которые имеют минимальные издержки по добыче, что может повлечь за собой существенное сокращение доходов государства. При этом все рентные доходы отойдут государству, отпускная цена будет практически одинакова по всем экономически эффективным месторождениям, независимо от того, высокие или низкие там издержки по добыче. Рациональная последовательность вовлечения месторождений в процесс их эксплуатации может нарушаться.
Для преодоления указанных недостатков предлагаются ступенчатые схемы изъятия роялти, когда ставка платежа меняется в зависимости от объема добычи. При этом создается стимул к экстенсивному развитию эксплуатации недр. Вот почему рациональным считается фиксация ставки роялти на некотором среднем уровне, позволяющем обеспечить среднюю прибыльность добывающего предприятия.
Уплата роялти зависит от величины первоначальных капиталовложений, поскольку она вносится с текущего дохода предприятия, поэтому данный платеж не является барьером для участия в конкурсе. Однако продавец лицензии несет значительные административные издержки по выполнению расчетов сумм, которые должны быть выплачены компанией, и по контролю за процессом выплаты.
В целом система периодической выплаты роялти при фиксированном бонусе подтверждает свою эффективность как способ изъятия доли ренты собственниками недр. Роялти может взиматься по достаточно высокой ставке, а уровень бонуса должен быть таким, чтобы сделать доступным участие заинтересованных фирм в конкурсе.
Рассматривая налоги на прибыль. Следует сказать. Что согласно экономической теории, они не влияют на уровень выпуска. Поскольку не сдвигают ни кривые предельных и средних издержек, ни кривую спроса. Однако многие фирмы-операторы имеют дело с несколькими месторождениями в разных странах. Каждая крупная компания имеет возможность перебрасывать мощности в страну с более мягким налоговым .климатом». В долгосрочной перспективе это становится важным фактором для наращивания или сдерживания инвестиций.
Обязанность государства — установить такой уровень налогов, в котором соизмерялись бы интересы государства и частного сектора и
способствовал бы привлечению частного капитала в нефтяной с р. Рискованный характер вложений в эту сферу заставляет государство принимать дополнительные меры по привлечению инвестиций.
Проанализируем основные инструменты. Мы будем анализировать их на основе простой модели и постараемся выяснить, как различные налоги влияют на положение точки равновесия.
Исходная модель будет следующей:
max {Q(x)-F(x)}, (15)
где Q (х) — кривая доходов потребителя от использования природного ресурса в объеме х; соответственно ее производная — предельный доход —
F(х) — затраты на получение природного сырья (нефти) в объеме х.соответствующие производная – предельная доход
Пока мы абстрагируемся от ограничений на общий объем эксплуатации природного объекта, считая, что в каждый год эти возможности ограничены.
Условие оптимальности можно записать следующим образом:
(16)
На рисунке 8 изображены спрос (цены) на продукцию природопользования — 1 и предельные издержки ее производства — 2. При этом S1 является рентным доходом, образовавшимся из-за того, что функция
затрат F(х) нелинейно.
Х0 — точка равновесия; Р0 — равновесная цена; S1- доход производителя;
Рисунок 8 — Рентный доход производителя сырья
Именно этот доход подлежит перераспределению — изъятию у пользователя и передач их собственнику.
Налоги на доходы
Рассмотрим два основных способа установления таких налогов:
а) налог, взимаемый по постоянной ставке;
б) прогрессивный налог.
Установление налога равносильно тому, что мы решаем следующую задачу
max (1-а) [Q(х) — F(х)], (17)
где а — ставка налога.
Введение дополнительного множителя-константы в модель не меняет
оптимального решения. для задачи (17) справедливо соотношение (16), значит равновесная точка остается на прежнем месте. Перепишем задачу (17), предположив, что облагаемый налогом доход равен S1, т.е. равен рентному доходу. Тогда доход добывающего предприятия составит:
Q(x)-F(x0)-aS2 (18)
поскольку а< 1, постольку выражение (18) всегда будет положительным.
Казалось бы, мы избавились от необходимости точных расчетов
ты: мы всегда имеем гарантию, что не отберем все доходы у добывающих предприятий.
Однако такой способ изъятия доходов создает стимулы к их занижению. Если предприятие знает, что заплатит тем больше, чем больше его доход, то оно постарается этот доход уменьшить, например, путем увеличения объема добычи сверх оптимального уровня.
На рисунке 9 иллюстрируется ситуация, когда есть только одно
до эксплуатирующее предприятие-прайстейкер (считается, что оно не оказывает воздействия на уровень цен в отрасли).
Пусть Р2 — рыночная цена на продукцию; х2 — оптимальный объем добычи для отдельного предприятия. Предприятие, зная способ изъятия
налогов, вполне возможно, предпочтет увеличить производство сверх уровня х2 выбирая между чистой потерей дохода в виде уплаты налога и потерей го с компенсацией в виде расширения производства. Предприятие скорее всего выберет вторую стратегию.
Но если такой стратегии будет придерживаться большинство фирм, нагрузка на природный комплекс усилится. Будет наблюдаться производство природных ресурсов, что особенно отрицательно сказывается на стратегии использования истощаемых ресурсов. При прогрессивном налоге положение оптимальной точки не измениться. Однако принимая во внимание сказанное, относительно возможной реакции предприятия на введение налога, можно предположить, что и в этом случае предприятие пожелает сократить свои доходы. И тогда реальный объем добычи нефти также сместится из равновесной точки.
1 — рыночная цена; 2 — предельные издержки; S1 — доход производителя сырья при равновесном объеме производства; S2 -потери производителя при увеличении объема производства до х3.
Рисунок 9- Стимулы изменения равновесного объема производства Налоги типа роялти
Их уплачивают с валового дохода предприятия. Если выручка предприятия равна px а ставка роялти равна b то размеры взимаемого налога составят bpx Задача (1) преобразовывается в следующую:
max {р(1-b)х — F(х)} (19)
Условия оптимальности для данной задачи:
(20)
Это означает, что из точки х0 равновесная точка смещается в точку х3.
Система бонусов
Рисунок 10- Смещение точки равновесия после введения роялти.
Обычно в процессе проведения конкурсов на сдачу месторождения в аренду участникам предлагают уплатить некоторую сумму денег, называемую бонусом. Исторически сложилось так, что бонус уживается с другими формами изъятия дохода от эксплуатации природных ресурсов, такими как роялти, налоги и т.п. В этом случае бонус играет роль некоторого барьера, который отсекает несостоятельных инвесторов, неспособных привлечь на стадии конкурса даже сравнительно незначительную сумму.
Предположим, что бонус — единственное средство изъятия денежных доходов рентного происхождения, т.е. бонус в данном случае будет играть роль рентного платежа за право пользования истощаемым ресурсом. для того, чтобы рассчитать «идеальное» значение бонуса, нам нужно подсчитать интегральную оценку природного объекта, т.е. определить чистую дисконтированную прибыль за весь период его эксплуатации по формуле
(21)
(21)
где Rt — рента, приносимая природным объектом в году t; Т — период эксплуатации месторождения.
Всякие отклонения фактически устанавливаемого бонуса от величины В могут повлечь за собой последствия, аналогичные тем. Который вызывает отклонение рентного платежа от реального значения рентного дохода.
Затем возникает второй вопрос: как уплачивать бонус? Если речь идет о большом природном объекте, оценка которого достаточно велика, то наивно думать, что кто-то сразу уплатить всю сумму. Следовательно, было бы целесообразно установить для пользователя отсрочку. Определив общую величину бонуса, можно разрешить ему уплачивать бонус на протяжении всего периода эксплуатации. В этом случае бонус становится похожим на рентный платеж.
Собственник месторождения как бы дает недрами кредит, который последний погашает, уплачивая определенный процент. Если ставка процента равна дисконту, то ни собственник, ни пользователь ничего не проигрывают. Конечно, все расчеты должны быть осуществлены в измерителях, защищенных от инфляции. Иначе вся процедура определения бонуса и программа его погашения становятся бессмысленными.
Точка 0 соответствует моменту, когда тендер выигран; t0 — начало эксплуатации месторождения; интервал [0;t0] — период его освоения; t1 — выход на проектные показатели; t2 — момент времени, когда доходы от эксплуатации начинают падать; Т — выбытие природного объекта из процесса эксплуатации.
Рисунок 11 — динамика ставки погашения бонуса.
Возможны разные способы установления программы погашения бонуса. Первый — установить ежегодный платеж на уровне Rt в счет погашения бонуса. Заключение особого соглашения об уплате бонуса позволяет использовать разные подходы к определению ежегодной ставки. На рисунке 11 представлены различные кривые, определяющие динамику погашения бонуса. Кривая 1 соответствует установлению порядка выплаты бонуса, исходя из величины ежегодного рентного дохода; кривая 2 — равномерному погашению задолженности с того момента, когда месторождение начинает приносить доход; кривая 2 не обязательно начинается в точке , она, например, может начинаться в точке или заканчиваться в точке кривая З соответствует ситуации, когда с момента выигрыша конкурса пользователь выплачивает какой-то залог.
В конечном счете выбор одной из стратегий оплаты бонуса — предмет соглашения между пользователем и собственником. Выбор конкретной процедуры следует из общей стратегии изъятия доходов от эксплуатации месторождения.
Анализ определения понятий «платежей за право пользования природными ресурсами» и «роялти»
В условиях РК особую актуальность и значимость приобретает научно обоснованное установление платежей за пользование недровыми ресурсами, особенно платежей типа роялти, широко используемый в странах дальнего зарубежья. Недостаточно обоснованное установление их величин, в одних случаях, может привести к искусственному снижению эффективности природа эксплуатирующих предприятий и их банкротству, особенно в настоящее время, когда они все оказываются малоэффективными или убыточными, то есть к свертыванию объема производства. В других случаях, это может привести к недополучению необходимой суммы отчислений в бюджеты различного уровня и экономическому не достимулированию рационального использования природных ресурсов. Отсюда настоятельная необходимость научно обоснованного решения проблем установления платежей, прежде всего за право пользования природными ресурсами и роялти с учетом специфики функционирования экономики Республики Казахстан.
Обоснованное определение величин, а также эффективное применение платежей типа роялти имеет исключительно важное значение в
рационализации использования природных ресурсов не только в
природа эксплуатирующих отраслях, но и способствуют повышению эффективности всей экономики республики, имея в виду ее сырьевую
направленность. дело в том, что научно обоснованное установление и введение платежей типа роялти одновременно решает четыре насущные ключевые проблемы сегодняшней экономики: экономическое стимулирование рационального использования главного богатства республики — природных, в особенности недровых ресурсов; сокращение суммы прямого фискального налогообложения природопользования, являющегося основным тормозом развития производства; выравнивание стартовых финансово-экономических конкурентных условий функционирования отдельных предприятий отрасли, что способствует повышению объема и эффективности производства; создание необходимых предпосылок для справедливого распределения избыточной прибыли между предприятиями и объективной оценки труда работников. В этом плане скорейшее, повсеместное обоснованное практическое применение принципов платного природопользования, в частности установление научно обоснованной величины платежей типа роялти, является мощным рычагом сокращения инфляции, стабилизации экономики и вывода ее из глубокого финансово-экономического кризиса.
Платежи за право пользования природными ресурсами и роялти сравнительно новые понятия, впервые официально введенные в хозяйственную практику Указом Президента Республики Казахстан «О налогах и специальных платежах в бюджет РК» в середине 1992г. Объективное понимание, верное толкование смысла этих понятий имеют исключительно важное значение в обоснованном установлении их величин и эффективном применении.
Понятие платежи за право пользования природными ресурсами возникло в условиях бывших республик Советского Союза с переходом их Экономики на принципы рыночных отношений, и оно укрепилось с приобретением ими подлинного суверенитета. Это понятие трактуется практически во всех республиках бывшего Союза идентично. Смысл его теоретически истолковывается однозначно как экономическая реализация титула собственности на природные ресурсы.
В результате передачи (продажи) права распоряжения принадлежащей ему собственности собственник природных ресурсов получает вознаграждение от природа пользователя за уступку своего права, а природа пользователь — реальный доступ к природным ресурсам.
Платежи за право пользования природными ресурсами в этом плане являются наиболее значительными, регулярными первоочередными затратами природа пользователя в цепи его расходов, связанных с их использованием. И соответственно они получают отражение в издержках производства готовой продукции, получаемой от использования представленных природа пользователю природных ресурсов, то есть они повышают ее себестоимость. В этом смысле платежи за право пользования природными ресурсами являются по существу данью, уплачиваемой населением страны за рациональное использование ее природных ресурсов.
Дело в том, что повышение себестоимости готовой продукции за счет платежей за право пользования приведет к повышению цены на эту продукцию. При прочих равных условиях любое такое повышение цен в конечном счете ложится на плечи потребителя, то есть народа. Он вынужден для удовлетворения своей потребности выделить больше средств из своего ограниченного дохода.
Осуществляя платежи за право пользования природа пользователь заинтересован в скорейшем и полном, возвращении своих расходов путем более полного — рационального использования представленных ему за плату природных ресурсов. В этом смысле платежи за право пользования в отличие от других видов платежей являются единственным специализированным, как правило, главным рычагом экономического стимулирования рационального использования природных ресурсов, наряду с выполнением функции пополнения дохода собственника.
Так, в условиях Республики Казахстан этими платежами наряду с экономическим стимулированием рационального использования представленных природных ресурсов пополняются приходные части бюджетов разного уровня. При этом экономическое стимулирование Рационального использования представленных на пользование природных Ресурсов осуществляется в двух взаимосвязанных направлениях. Во-первых, экономическое стимулирование рационального использования природных ресурсов обеспечивается путем отнесения оптимальных величин платежей за право пользования ими на представленные (погашаемые) запасы. В этом случае потери части представленных погашаемых природных ресурсов и их полезных компонентов приведут к возрастанию суммы платежей за право пользования, приходящей на единицу добываемого (извлекаемого) полезного ископаемого или полезного компонента (компонентов). Это, в свою очередь, повышает себестоимость готовой продукции, снижает величину прибыли, получаемой природа пользователем, что противоречит объективному стремлению природа пользователя в скорейшем и полном возвращении (возмещении) осуществленных за приобретение права пользования ресурсами расходов. Это толкает (стимулирует) природа пользователя к наиболее полному использованию представленных (погашаемых) ему ресурсов (запасов). Во-вторых, установление платежей за право пользования, повышая себестоимость получаемой готовой продукции, в конечном счете повышает цены ее реализации. Повышение абсолютной величины цен реализации, в свою очередь, приведет к повышению ценности представленных природных ресурсов и в итоге, получаемой от эксплуатации источников природных ресурсов прибыли. Это, в свою очередь, экономически стимулирует природа пользователя к наиболее экономному использованию представленных ему природных ресурсов.
Здесь следует особо подчеркнуть, что стимулирующая способность платежей оказывается наиболее значительной только тогда, когда платежи устанавливаются на единицу представляемых (погашаемых) ресурсов, а не на единицу извлекаемых запасов.
Согласно вышеуказанному Указу Президента Республики Казахстан роялти является платежом за право пользования недровыми (топливо-энергетическим и минерально-сырьевыми) ресурсами, то есть он является разновидностью платежей за право пользования природными ресурсами. Если строго следовать букве и духу этого Указа, то роялти никакое отношение к эффективности использования отдельных источников недровых ресурсов не имеет. Следовательно, он никакого отношения к 1 дифференциальной земельной и ее разновидности горной ренте (названной в у странах с развитой рыночной экономикой рентой Д.Риккарда), не имеет. Роялти в этом плане является платежом, связанным с использованием определенного вида природных ресурсов, зависящим только от эффективности использования данного вида природных ресурсов, рассматриваемого как неделимое целое. Он здесь не связан с доходом, получаемым от отдельных источников данного вида и сорта недровых ресурсов.
Роялти — гарантированный фиксированный доход, получаемый от использования данного типа, вида, сорта, марки недровых ресурсов, рассматриваемые как неделимые целые.
В традиционных концессиях роялти является единственным видом платежей инофирмы и, как правило, имеет форму фиксированной платы с единицы объема добытой нефти независимо от ее рыночной стоимости.
Вместе с тем, понятие «роялти» в мире в настоящее время трактуется неоднозначно. Это затрудняет его определение и применение.
Здесь следует в первую очередь, заметить, что в историческом плане содержание роялти претерпевало серьезные изменения.
В модернизированных концессиях и контрактах роялти стали рассчитываться как процент от стоимости добытой нефти, причем в последние годы наметилась тенденция не только к установлению разных ставок роялти, но и к исчислению роялти по скользящей прогрессивной шкале в зависимости от разных факторов, то есть к повышению гибкости системы платежей с добычи. Изменение подхода к роялти при налогообложении дало возможность принимающей стране при прочих равных условиях изымать в свою пользу большую часть доходов инофирмы. Манипулируя величиной ставки роялти, государства ныне создают финансовые стимулы недропользователям для работы в нужном для государства направлении. С другой стороны, введение в начале процесса добычи нескольких фиксированных ставок роялти, а затем переход к их расчету по скользящей шкале служат целям экономического изъятия у недропользователя той части валового дохода (комуфлированного под видом научно обоснованного изъятия у недропользователя той части валового дохода — превращающегося впоследствии в сверхприбыль), которая по праву принадлежит государству, поскольку источником его образования является дифференциальная рента.
Таким образом, роялти из платежей за право пользования постепенно превращаются в рентные платежи, или в сумму платежей за право пользования и части рентных платежей. Именно такие трактовки смысла роялти в настоящее время преобладают в мире.
Наряду с трактовкой смысла роялти как вышеописанной суммы встречаются случаи, когда роялти всецело заменяется чисто рентными платежами. Так, например, в настоящее время при установлении величины роялти в нашей стране Налоговая инспекция Республики Казахстан рекомендует руководствоваться положением, согласно которого роялти приравнивается к сверхнормативной прибыли, выраженной в процентах — в виде внутренней нормы прибыли. Понятно, что здесь по — существу, идет подмена понятий ренты, точнее рентных платежей на роялти при негласной нуллификации платежей за право пользования. Оно, во-первых, исключает понимание «роялти» как платежей за право пользования, во вторых, делает невозможным практическое применение положения о взимании налогов на сверхнормативную прибыль, акцизов, предусмотренных в Инструкции этой же Инспекции, разработанной во исполнение вышеуказанного Указа Президента Республики Казахстан. Дело в том, что когда вся сумма сверхнормативной прибыли взимается в виде роялти, то оказывается взимать налоги на сверхнормативную прибыль и акцизы не с чего. Роялти принимает форму налога и не стимулирует рациональное использование недровых ресурсов, так как он взимается с каждой тонны извлеченных, а не погашенных запасов.
Экономический смысл роялти может быть истолкован, иногда в мировой практике так и делается, как монопольная рента, возникающая при использовании запасов определенного типа, вида, сорта, марки недровых ресурсов. Монопольно высокая цена, по которой может быть реализована продукция, получаемая от использования определенных видов природных ресурсов, является причиной образований этой ренты. Она естественно, сличается от обычной сверхнормативной прибыли. Монопольная рента может образоваться в международном, национальном, региональном и индивидуальном масштабах.
На практике могут существовать различные другие модификации понимания смысла роялти. Так, например, в зависимости от применяемых при его исчислении цен он может классифицироваться как роялти, устанавливаемый на основе реальных цен продажи. Эта система применяется в странах — потребителях нефти и мало-добывающих странах, а также практически везде при расчете роялти с газовых месторождений. Другая вариация — роялти может рассчитываться на базе справочных цен. Эта система действовала в большинстве стран — крупных производителей нефти (стран Персидского залива, Ливии, Алжире, Нигерии, Венесуэлы и др.). расчет роялти может осуществляться на устье скважины, то есть исходя из цены реализации минус расходы по сбору, подготовке, хранению и транспортировке продукции до точки продажи (США, Канада, Норвегия); на выходе с месторождения, то есть по цене продажи минус расходы по транспортировке продукции до места продажи (в ряде африканских стран, имеющих относительно небольшую добычу); в точке продажи нефти, то есть по цене ФОБ. Этот метод является наиболее распространенным и характерным для большинства стран / ОПЕК.
Смысл роялти во многих странах и случаях трактуется как среднестатистический норматив, определенный в результате обобщения мировой практики.
Роялти часто, как это отмечалось выше, приравнивается к сумме платежей за право пользования и части рентных платежей. При этом под частью рентных платежей, как правило, подразумевается монопольная рента, получаемая в мировом, национальном, региональном и локальном масштабах. Такое понимание содержания роялти является, на наш взгляд, следствием необоснованного механического суммирования не суммируемых двух видов роялти, возникающих в разных масштабах (первый в мировом, второй — в национальном, региональном и локальном) функции которых, как будет описано ниже, совершенно различны.
В странах с развитой рыночной экономикой платежи за право пользования и дифференциальная земельная рента (рента Риккардо) на практике, как правило, взимаются с природа пользователя совместно в пользу собственника в виде вышеописанного роялти (роялти = платежи за право пользования + рентные платежи в полном объеме). Такое совместное взимание различных видов платежей в условиях стран с развитой рыночной экономикой является вполне оправданным, так как они попадают в карман одного и того же собственника, имеющего возможность использования их в любом направлении, хотя они с экономической точки зрения имеют совершенно различную природу, функции. Кстати, это обстоятельство играет не последнюю роль в неоправданном слиянии этих двух различных понятий в понятие роялти и определении его общей величины. В условиях Республики Казахстан указанные виды: за право пользования и рентные платежи могут и должны взиматься и с государственных предприятий, имея в виду их функцию экономического стимулирования рационального использования раздельно, ибо они могут поступать в различные “карманы” государства (бюджет различного уровня, специальные фонды, которые могут использовать их в строго определенных направлениях).
Не останавливаясь на определении роялти, применяемом в ограниченных масштабах сравнительно небольшим кругом специалистов, следует констатировать, что смысл роялти в мире трактуется по разному, достаточно многообразно. Такое многообразие обусловливается прежде всего различным пониманием его функции (например, чисто фискального показателя или чисто стимулирующего рациональное использование показателя), применения и масштабов использования. Например, содержательно отличается роялти, устанавливаемый в мировом, национальном, региональном и локальном масштабах.
Платежи за пользование природными ресурсами, наш взгляд, являются главным, в настоящее время практически единственным решающим экономико-географическим рычагом рационального природопользования, одним из основных 1и новых разделов экономической географии. С появлением этого раздела экономическая и социальная география более тесно, чем прежде интегрируется с экономической наукой, а экономические отношения в области рационального природопользования регулируются рыночными методами, в основном платежами за пользование природными ресурсами. дело в том, что платежи в отличие от размещенческих и оценочных разделов экономической и социальной географии выступают оперативным регулятором в использовании природных ресурсов и поэтому практическое применение их существенно приближает экономическую и социальную географию к экономическим наукам и народно-хозяйственной практике.
Платежи за пользование природными ресурсами можно условно подразделить на платежи за право пользования, платежи за воспроизводство и охрану окружающей среды, хотя и существует более подробная классификация платежей. Установление платежей за право пользования природными, в частности минерально-сырьевыми ресурсами, является новой проблемой, возникшей с проведением экономической реформы и переходом экономики Казахстана на рыночные отношения. Порядок их взимания с недрапользователей оговорено в налоговом законодательстве Республики Казахстан. Если бонус является чаще разовым и фиксированным, то роялти является основным систематическим платежом при добыче всех видов полезных ископаемых.
Объектом взимания роялти является стоимость объема добытых полезных ископаемых исходя из средней цены реализации за отчетный период. Здесь следует отметить, что пока официальной и общепризнанной методики, определения его величины не существует, хотя в настоящее время применяются различные методические приемы определения роялти.
В большинстве зарубежных странах с развитой рыночной экономикой роялти устанавливается путем обобщения статистических данных, зафиксированных при заключении договоров между природа пользователем и собственником минерально-сырьевых ресурсов. Они устанавливаются с учетом качества и условий эксплуатации месторождений полезных ископаемых.
В контрактах, заключенных в последние годы, роялти рассчитывается
в процентах от стоимости добытой продукции, причем наметилась тенденция
к установлению разных ставок роялти по скользящей прогрессивной шкале в
зависимости от разных факторов (объема добычи, плотности нефти и т. д.). Такой подход на практике приводит к повышению гибкости системы платежей в смысле расширения области вариации принимаемых их величин.
В странах — членах ОПЕК в настоящее время действует единый размер роялти 12,5% от получаемой прибыли (чистой стоимости). Если до образования ОПЕК ставка роялти не являлась самостоятельным платежом и включалась в сумму подоходного налога, который составлял 50 % прибыли компании, то впоследствии ставка роялти стала рассматриваться как элемент издержек нефтедобычи и вычитаться из суммы, подлежащей налогообложению.
Существует правило уменьшения величины роялти для скважин с дебитом менее 35т/сут. в силу возникновения работ по малодебитному фонду, так как заброшенные бездействующие скважины представляют большую опасность для окружающей среды, чем действующие.
Применительно к условиям Республики Казахстан интерес представляет также предложение о дифференциации роялти на добычу тяжелой нефти, выдвинутое министерством энергетики США, в котором уровни роялти устанавливаются в зависимости от плотности нефти, следующим образом:
Таблица 12- Определение ставок роялти
плотность, г/см3 Размер роялти, %
1,029 0,500
1,022 1,400
1,014 2,200
1,007 3,100
1,000 3,900
0,993 4,800
0,986 5,600
Продолжение таблицы
0,979 6,500
0,972 6,500
0,965 8,200
0,959 9,100
0,953 9,900
0,946 10,800
0,940 11,600
0,934 12,500
Это предложение обусловлено тем, что затраты на добычу тяжелой нефти, которая имеется в значительном объеме в наших недрах, часто превышают цену ее продажи.
При расчете роялти в нефтегазовой отрасли в стоимостном выражении используется два варианта: при первом — роялти рассчитывается на основе «реальных цен продажи». Эта система применяется в странах — потребителях нефти и мало добывающих странах, а также практически везде при расчете роялти с газовых месторождений; при втором — рассчитывается на базе справочных цен (мировых цен). Эта система действует в большинстве стран крупных производителей нефти (в странах Персидского залива, Ливии, Алжире, Нигерии, Венесуэле и др.). В первом случае учитывается рента образованная внутри государства, во втором же рента, образованная в мировом масштабе.
сырья
По запросу Министерства финансов Республики Казахстан в 1995 году Консультативной службой по экономике и нефтегазовому делу Абердинского Университета (АUРЕС) были проведены исследования с целью определения оптимального уровня роялти в нашей республике.
На основе поведенных исследовании служба АUРЕС пришла к выводу, что обычно применимая ставка (12,5%) — слишком жестка для условий Казахстана, принимая во внимание континентальное положение и некоторые экономические условия. А также рекомендуют начинать режим 1 платы за право на разработку недр по скользящей шкале со скромных ставок, например, 2% или 2,5%, а может и ниже. Работы по моделированию финансовых условий, проведенные AUPEC, показывают, что оправдано будет применить 0%-ную ставку на первой градации скользящей шкалы. Высшая ставка не должна превышать 8 или 10%.
В практике установления роялти в нашей республике существуют несколько методических подходов к расчету и учету роялти: в зависимости от периода разработки, от уровня достигнутой добычи в фиксированном процентном выражении, в зависимости от уровня внутренней нормы прибыли на время действия проекта. Ставки роялти оговариваются в каждом контракте отдельно и устанавливаются в зависимости от видов полезных ископаемых.
Так, например, в контракте, заключенном между акционерным обществом «Южнефтегаз» и Канадской фирмой «Харрикейн», роялти устанавливается в зависимости от уровня добычи нефти. Так: 3% с первых 500 000 тонн добычи, .6% со следующей 500 000 тонн добычи, 15 % с нефти добытой сверх лимита. Предварительно общий объем роялти за пять лет составит 500 млн. долларов США.
Наиболее новейшим и распространенным методом определения величины роялти в условиях РК в настоящее время считается установление его, используя показатель внутренней нормы прибыли (ВНП). дисконтированная ВНП (коэффициент, измеряемый в долях единицы), при котором современная стоимость месторождения или части месторождения (рассматриваемый объект природопользования) получает нулевую оценку. Значение ВНП является максимальным ссудным процентом по затратам (инвестициям) которого, может оплатить природа пользователь при бесприбыльной эксплуатации природного объекта, по которому устанавливается величина роялти. Роялти по данному объекту устанавливается как разница между его максимальным значением, определенным по вышеприведенной методике (при нулевом значении чистой современной стоимости рассматриваемого объекта природа пользования) и установленной нормой (например, для нефтегазовых ресурсов принимается равным в зависимости от качества нефти и рыночной привлекательности в пределах 18,0-23%) внутренней нормы прибыли. И определяется по формуле:
R=ВНПmax – ВНП норм
где R — роялти по определенному объекту природопользования, в долях единиц или процентах;
ВНП мах — реально возможная максимальная величина коэффициента дисконтирования, доли единиц;
ВНП норм. — нормативная величина коэффициента дисконтирования, доли единиц.
Учитывая, что максимальная величина коэффициента дисконтирования, по определенному объекту природопользования определяется по схеме:
где Т — срок отработки запасов месторождения, год;
t — годы эксплуатации месторождения (первый год эксплуатации t = 0);
U — извлекаемая ценность 1т. руды, тенге;
W — суммарные текущие и капитальные затраты, необходимые для t получения извлекаемой ценности (U), тенге;
А — годовой объем использования запасов месторождения, т.
Установление искомой величины – ВНП мах осуществляется методом вариантов, то есть последовательной постановкой реально возможных вариантных значений внутренней нормы прибыли, в выше приведенное равенство и рассчитывается до тех пор, пока не будет найдена та искомая максимальная величина ВНП мах, при которой сумма левой части равенства равна нулю.
Такой подход к определению величины роялти применительно к нефтегазовым ресурсам имеет определенный реальный смысл, так как, при помощи такого «роялти» изымается сверхнормативная прибыль (горная рента), обусловленная «экономическое продуктивностью» объекта, законно принадлежащая его собственнику.
В условиях нашей республики роялти является обязательным платежом, уплачиваемым недропользователями рентабельных месторождений. На практике роялти устанавливается индивидуально по каждому виду контрактов. Ставка роялти устанавливается в фиксированном процентном выражении, который зависит от природных и экономических условий разработки месторождения, от уровня достигнутой добычи, от уровня внутренней нормы прибыли на время действия проекта. Все ставки роялти устанавливаются эмпирически, и поэтому не всегда выполняют свою задачу — стимулирование рационального использования полезных ископаемых. Таким образом, на современном этапе остро стоит вопрос о разработке научно-обоснованной методики определения роялти.
3.2 Организационно-экономический механизм управление инфраструктурой нефтяного рынка
В данном разделе работы мы рассматриваем предлагаемую нами методику оценки инвестиций, анализ тарифообразования на услуги трубопроводных компаний, а также методику определения минимальных цен на нефть и нефтепродукты, которые являются важнейшими звеньями в механизме функционирования инфраструктуры нефтяного рынка.
Транспортировка нефти — это капиталоемкий бизнес,
характеризующийся относительно крупными масштабами производства, которые обуславливают экономию. Поскольку капиталовложения в средства транспортировки являются весьма дорогостоящими, то обычно считается неэффективным, если две компании строят дублирующие мощности с целью обслуживания одного и того же рынка. Кроме того, компании, эксплуатирующие трубопроводы, предоставляют необходимые услуги населению, так что зачастую такие компании классифицируются как общественные коммунально-транспортные предприятия, т.е. компании, затрагивающие общественные интересы. Примером такой компании в Казахстане является НКТН “КазТрансОйл”, которая осуществляет регулирование процесса формирования тарифов на транспортировку нефтей и нефтепродуктов на территории Казахстан. Компания “КазТрансОйл” была создана в апреле 1997 года решением правительства РК путем реорганизации республиканских государственных предприятий “Южнефтепровод” и “Магистральные нефтепроводы Казахстана и Средней Азии”. Компания создана с целью соблюдения экономических интересов республики в вопросах транспортировки, экспорта и импорта нефти и нефтепродуктов, привлечения инвестиций, проведения единой тарифной политики для всех пользователей магистральных трубопроводов.
Вследствие этого, многие страны с хорошо развитой и конкурентоспособной экономикой, приняли законодательство по регулированию строительства и работы нефтепроводов. Такая нормативная база призвана заменить механизм рыночной конкуренции на рынке трубопроводного транспорта. Традиционно подобное регулирование преследует следующие цели:
1) Способствовать инвестициям в отрасль для обеспечения ее самобновляемости и развития ее жизнедеятельности.
2) Защищать общественные интересы путем предоставления безопасных и, экологически чистых и надежных услуг по поставкам энергоноситёлей.
В целях эффективного достижения двуединой цели по регулированию деятельности предприятий нефтяной промышленности Казахстана, а именно: способствовать привлечению инвестиций и защитить общественные интересы, необходимо, чтобы система регулирования была, по мере возможности, стабильной, предсказуемой и свободной от политического произвола. Средством достижения данной цели для Республики Казахстан могло бы стать принятие унифицированного правового режима, управляемого независимым регулирующим органом.
Для привлечения значительных инвестиций, как отечественных, так и зарубежных, в трубопроводную отрасль Казахстана, компании, эксплуатирующие трубопроводы, должны иметь юридические права на владение сооружениями, установками, оборудованием и другими активами, которые они используют в своей работе. Четко определенное право собственности является ключевым независимо от того, является ли компания, эксплуатирующая трубопроводы государственной или частной, поскольку оно позволяет потенциальному инвестору планировать свою деятельность и обеспечивает безопасность инвестиций.
Что касается права собственности на землю, то компании, эксплуатирующие трубопроводы должны иметь право владения или право доступа не только к существующим мощностям, но и к тем, которые будут построены в будущем. Независимо от общих мер, предпринимаемых с целью получения разрешения на передачу права владения землей от государства в частные руки, должен быть создан порядок, предоставляющий нефтепроводным компаниям право доступа к участкам разработок.
В соответствии с ранее принятой в Казахстане методикой прибыль определялась как процент от затрат. Соответственно, чем значительнее затраты удавалось «накрутить» монополисту, тем больше денег оставалось у него в собственном кармане. Кроме того, тарифы на транспортировку нефти были установлены в тенге на протяжении трех лет и не корректировались с учетом инфляции. Таким образом, на фоне падения курса тенге, роста цен на энергоносители и увеличения остальных производственных затрат происходило реальное снижение трубопроводного тарифа.
Основное отличие принятой новой методики состоит в следующем. действующая методика расчета тарифов на транспортировку нефти базируется на покрытии всех обоснованных эксплуатационных затрат плюс прибыль, которая ограничивается в составе тарифов показателем «рентабельности», определяемой как процентное отношение прибыли к затратам, т.е. на зависимости прибыли от объема вложенного капитала. Такая оценка эффективности деятельности естественных монополий не отвечает критериям формирующейся в республике рыночной экономики, стимулирует монополистов к необоснованному повышению затрат. для трубопроводного транспорта в качестве базы для расчета прибыли используется стоимость задействованных в процессе транспортировки нефти активов.
Новая методология расчета тарифов также использует принцип возмещения объективно необходимых затрат, при этом, в отличие от старой, в состав затрат включаются расходы по выплате всех налоговых платежей и сборов, предусмотренных законодательством. Принципиально новым является подход к расчету прибыли в составе тарифной выручки. Новая методология базируется на принципах оценки эффективности производств, принятых в мировой практике, и предполагает расчет прибыли на вложенный капитал. для трубопроводного предприятия в качестве базы для расчета прибыли используется стоимость задействованных производственных активов. Прибыль в составе тарифов определятся как стоимость активов, умноженная на величину процентной ставки прибыли (нормы прибыли). Таким образом новая тарифная методология основывается на принципе экономической обоснованности как затрат, так и прибыли. Соответственно, основными параметрами для расчета прибыли являются размер базы активов и величина нормы прибыли. Агентством USAID, которое также участвовало в выработке новой методологии, рекомендована норма прибыли в размере 15% при расчете тарифа в долларах США.
Так как норма прибыли и размер базы активов являются основными параметрами для расчета обоснованной прибыли в составе тарифов, необходимы прозрачные и объективные принципы для их определения. В этой связи оценку активов трубопроводных компаний рекомендуется проводить с привлечением независимых финансовых фирм, имеющих международный опыт оценки активов трубопроводных компаний. Что касается величины нормы прибыли, то она в соответствии с принципами рыночной экономики должна отражать усредненный уровень ссудного процента банковского капитала на финансовом рынке, приемлемую для инвесторов норму дохода на капитал или среднюю норму прибыли в отрасли.
Важным моментом при определении процентной ставки является учет рисков, отражающих возможность уменьшения реальной отдачи от вложенного капитала, по сравнению с планируемой. Таким образом, процентная ставка прибыли должна отражать доходность по безрисковым вложениям, например, по государственным ценным бумагам, плюс некоторую рисковую премию, связанную с неопределенностью дохода в связи с существующими рисками. К числу последних для трубопроводного предприятия должен быть отнесен промышленный риск трубопроводной отрасли по сравнению с другими, более стабильными отраслями производства в Казахстане, структурный риск, который зависит от корпоративной и финансовой структуры нефтепроводной компании, а также страновой риск Казахстана, который включает в себя различные переменные, способные повлиять на возврат трубопроводной компанией произведенных в нее инвестиций и прибыли на них (политические, экономические условия, нормативно-законодательная база и др.).
В соответствии с международными принципам справедливая и обоснованная ставка прибыли должна обеспечивать естественной монополии выполнение своих финансовых обязательств по акционерному капиталу, являться стимулом для дополнительного привлечения заемного капитала, что не предусматривалось ранее действующей методикой.
В то же время новая методология учитывает специфику реальных условий, сложившихся в республике, и в первую очередь технико-экономическое состояние системы ее магистральных трубопроводов. Как известно. Трубопроводный транспорт является наиболее экономичным наземным средством транспортировки нефти на большие расстояния. Трубопроводы характеризуются более низкими по сравнению с другими видами транспортировки эксплуатационными издержками, но в то же время требуют значительных капиталовложений.
На сегодняшний день техническое состояние системы действующих нефтепроводов находится в критическом состоянии. Лишь седьмая часть технологического оборудования компании эксплуатируется менее 10 лет, более половины — до 20 лет и одна треть — свыше 20 лет, что оказывает свое отрицательное влияние на бесперебойную транспортировку грузов. В условиях хронических неплатежей в последние годы в полном объеме не проводились регламентно-восстановительные работы. В результате за последние 5 лет на каждые 1000км нефтепроводов пришлось в среднем около 5 аварий. В сложившейся ситуации участившиеся нарушения в работе трубопроводного транспорта могут иметь весьма негативные последствия для действующих нефтедобывающих предприятий и экономики в целом.
В соответствии с поручением правительства в настоящее время компанией «КазТрансОйл» завершается разработка Программы развития системы магистральных трубопроводов республики. По предварительной оценке, для восстановления, модернизации и реконструкции существующих нефтепроводов на данное время требуется около $210 млн.
Вследствие полного прекращения бюджетного финансирования магистральных трубопроводов единственным финансовым источником для реализации поставленных целей являются тарифы.
В ходе работы над новой методологией многие нефтяные компании опасались резкого роста тарифов. Однако этого не произошло. В значительной степени за счет отмены так называемой переменной составляющей тарифа при экспортных поставках.
Раньше с каждой покачиваемой за пределы республики тонны нефти взимался дополнительный экспортный тариф в размере 3,3 доллара. Сравнительный анализ, проведенный независимыми экспертами, показал. Что введение новых тарифов с учетом отмены переменной составляющей приведет на большой части участков Западной системы трубопроводов ( то есть в основном в нефтедобывающем регионе республики) к снижению абсолютных величин тарифов при транспортировке нефти на экспорт.
К примеру на основной экспортной артерии — трубопроводе Атырау — Самара (по которому прокачивается порядка 900 тысяч тонн нефти ежемесячно) тариф снизится примерно на 30% или на 1,7 доллара в денежном выражении.
По расчетам специалистов повышение тарифов на транспортировку нефти на внутренний рынок приведет к росту себестоимости нефтепродуктов на заводах республики не более чем на 2,5%
Ясно, что в условиях, когда цены на нефтепродукты и так растут, подобное положение дел неприемлемо. Поэтому нефтепроводная компания «КазТрансОйл» приняла упреждающие меры и ввела для пользователей систему скидок. При этом годовой размер скидок будет зависеть от текущей стоимости заемного капитала.
Таким образом предоплата за несколько месяцев за транспортировку нефти будет являться альтернативой размещению свободных средств нефтедобывающих компаний на валютные депозиты в местных банках. другой целью указанных скидок является желание «КазТрансОйл» снизить для себя себестоимость заемного капитала, что автоматически ведет к снижению затрат компании и, следовательно тарифа.
Установлены следующие скидки с тарифов для пользователей — резидентов Республики Казахстан при условии предварительной оплаты услуг за транспортировку нефти: при предоплате за месяц — 0,9% скидки, при предоплате за три месяца — 2,7%, при предоплате за полгода 5,3%, за 9 месяцев — 7,9%, в случае внесения предоплаты за год — 10,3%.
Как заявляет руководство компании, система скидок будет совершенствоваться, что приведет к удешевлению нефтепродуктов.
Современный мировой рынок сырья является сложной динамической системой. Характер ценообразования здесь представляет собой производную от действия множества факторов: технических, экономических, социальных, политических.
Особенности развития нефтяного рынка определяются комплексом факторов. Основной из них — это экономическое и военно-стратегическое значение нефти как товара, широко используемого в качестве горючего топлива и сырья в ключевых отраслях экономики.
Рынок нефти и нефтепродуктов относится к рынку жесткого типа, то есть характеризуется достаточно долгим отсутствием альтернативных продуктов и, следовательно, не слишком большой эластичностью от спроса. В условиях отсутствия альтернатив определяющую долгосрочную роль в ценообразовании играют не издержки производства, а комплекс экономических и политических факторов, воздействующих в конечном счете как на краткосрочное, так и на долгосрочное соотношение спроса и предложение нефти.
Долговременной целью правительства в области контроля над ценами и в области налогообложения является обеспечение нефтяному бизнесу стабильной, не особенно высокой, но респектабельной нормы прибыли. Это достигается посредством методов государственного управления стабильным развитием нефтедобычи и регулирования нормы прибыли нефтяных компаний:
— управление процессом ценообразования на нефть;
— введение энергосберегающей политики;
— регулирование цен на внутреннем рынке;
— проведение эффективной налоговой политики и т.д.
При рациональном использовании вышеперечисленных методов можно избежать затоваривания НПЗ и убыточности экспорта нефти и нефтепродуктов по сравнению с их реализацией на внутреннем рынке.
Весьма действенный инструмент стабилизационной политики в отношении ценообразования дает государству становление вертикально интегрированных компаний, так как организация целых секторов экономики в вертикально интегрированные структуры переводит значительный сегмент поставок между потребителями с рыночных на трансфертные (внутренние) цены.
Трансфертная цена — это цена, используемая для определения стоимости продукции (товаров или услуг), передаваемой одними предприятиями другим внутри компании. Ее нужно отличать от рыночной цены, которая измеряет обмен между компанией и ее внешними заказчиками.
Принципы ценообразования определяются на основе учета и анализа следующих основных ценно-образующих факторов:
— величина и структура производственных и сбытовых издержек по всем этапам производства и реализации продукции;
— рыночная конъюнктура в зоне действия сбыта продукции компании (уровни спроса, предложения, конкурентные цены, транспортные затраты до потребителя и др.);
— платежеспособность покупателя;
— движения запасов нефтепродуктов;
— уровень инфляции и инфляционных ожиданий;
— налоговый режим;
— динамика внутренних и мировых цен на нефть и нефтепродукты;
— таможенный режим.
Рыночная цена на нефть определяется странами членами ОПЕК дифференциальное в зависимости от географического положения поставщика по отношению к потребителю и качества нефти путем установления надбавок (скидок) к цене базисной нефти с учетом ее плотности и серости.
По сложившейся практике за базисную принимается цена нефти эквивалентной легкой аравийской. При взятом курсе ориентации на уровень мировых цен на энергоносители было упущено из виду техническое национальных НПЗ, средняя глубина переработки нефти на которых не более 60%. Более того, казахстанские НПЗ находятся на стадии реконструкции, что пока не позволяет в ближайшее время повысить глубину переработки.
Ниже приводится рекомендуемая методика определения минимальных цен на нефть и нефтепродукты:
При продаже на дальнее зарубежье используется шесть основных перевалочных пунктов: порт Вентспилс, порт Новороссийск, порт Одесса, приемо-сдаточные пункты на границе: Адамова Застава, Будковцы, Фенешлитке. Эти пункты не являются конечными пунктами доставки. При расчете цены используется дифференциал (фрахт, расходы по доставке).
Одним из критериев определения цены нефти является ее качество. Ежедневно на Лондонской бирже проводятся торги, где определяется цена нефти качества типа Вгеnt. При продаже через нефтепровод казахстанской нефти на выходе из трубы мы имеем качество типа гаl. При расчете цены используется скидка за качество.
Цена поставляемой нефти на перевалочные пункты, условия поставки FОВ порт, либо DDU приемо-сдаточный определяется по формуле:
Ц=(Цпл — Д)В
где Цпл — средняя из средних котировок «Brent (DTD)» по данным «Platt’ Crude oil market wire» за котировальный период,
Д — расчетный дифференциал, учитывающий фрахт, страховку груза, расходы по доставке, а также скидку за качество,
В — число баррелей в одной тонне нефти.
В мировой практике котировальный период принимается как 5 последовательных котировок до или после дня по коносаменту (день по коносаменту считается на нулевой), либо два дня до, два дня после коносамента и день по коносаменту.
Иные котировальные периоды считаются мене практичными и должны быть оговорены заблаговременно в контракте. Фрахт определяется по рыночному коэффициенту применимо к фрахтовой шкале «World scale».
Скидка за качество берется как средняя за предшествующий период разницы Вrent (DTD) — Ural (MED) при поставке через Средиземное море или разницы Brent (DTD) – Ural (RDAM) при поставке через северные моря.
При поставках сырой нефти на дальнее зарубежье, но при условиях доставок с меньшими обязанностями продавца цена должна определяться с учетом дополнительных затрат покупателя.
Поставки сырой нефти на дальнее зарубежье железнодорожным транспортом делятся на поставки с хранением в порту и на поставки в порт трубопроводом.
При поставках FOB порт либо DDU приемо-сдаточный пункт формула цены такая же, как в первом случае.
При других условиях поставки будут учитываться, кроме железнодорожного тарифа и портовых услуг, затраты по хранению груза в порту либо услуги нефтепровода по сливу нефти в трубопровод.
При продаже сырой нефти через порт Актау на дольнее зарубежье транспортные схемы сложны: через Каспийское море, через Волго-донской канал, далее через нефте-трубопровод либо по железной дороге; через Каспийское море, через порт Махачкала на железную дорогу в Тихорецк, чтобы в дальнейшем транспортировать по нефте-трубопроводу, либо далее железнодорожным транспортом; через Каспийское море в Азербайджан; через Каспийское море в Иран.
Особое внимание необходимо уделить поставке на ближнее зарубежье: поставки на украинские, белорусские нефтеперерабатывающие заводы;
Ц = (Цпл – Д1) — В,
где коэффициент Д1 имеет несколько большее значение, чем при поставках на дальнее зарубежье. Д1 включает в себя ранее описанный коэффициент Д, а также стоимость транспортировки от заводов до порта Новороссийска, перевалку в порту, портовый сбор; при поставках на Россию необходимо учитывать рынок этой страны. Особенности системы трубопроводов вынуждают продажи на Россию на менее выгодных для республики условиях. Россия является одной из больших нефтяных держав.
Российские нефти отличаются высоким качеством. Поэтому формулу цены предлагаем в следующем виде:
где Цс — цена сибирских нефти с месторождения,
Т — транспортные затраты до границы Казахстана,
К — коэффициент качества нефти.
На сегодняшний день по соглашению России и Казахстана коэффициент установлен на отметке 1/1,073.
Цены на нефтепродукты при продаже на дальнее зарубежье рассчитываются по формуле:
где Цпл — средняя из котировок Brent (DTD) по данным Platt’s Crude oil market wire за котировальный период, цена дается в долларах за тонну,
Д — расчетный дифференциал, учитывающий фрахт, страховку груза, расходы по поставке, а также скидку за качество. При продаже на Россию цены на нефтепродукты рассчитываются на уровне российских рыночных цен.
Особенным рынком нефтепродуктов считается рынок южного региона: Кыргызстан, Узбекистан и Таджикистан. Учитывая большую потребность в нефтепродуктах и высокие цены в этих республиках, предлагаем использовать эти факторы при расчете цен.
Отпускные цены заводов считать базовыми, как при поставках EXW При поставках от нефтяных давальцев цену товара считать ниже заводской на 6-8%.
Установить единую цену товаров на условиях DAF Казахстанская граница. Но в этом случае необходим тщательный расчет, чтобы не ущемить права какого-либо из заводов.
При условиях предоплаты в скидку цены может войти скидка за пользование средствами, которая должна не превышать следующие величины:
где Li — ЛИБОР ПЛЮС 2 — 3% (страховка пользования средствами в странах СНГ),
m — количество месяцев от предоплаты до отгрузки,
Р — процентная ставка предоплаты.
Аккредитив — оплата по факту не может использовать скидку К.
3.3 Эколого-экономическое управление на рынке нефтяных ресурсов
Экологические проблемы освоения нефтяных и газовых месторождений Казахстана имеют свои региональные особенности — географические, геологические, геодинамические, а также социальные. Особый отпечаток на экологическую ситуацию накладывает тот факт, что до последнего времени природоохранный вопрос практически уступал выполнению плановых заданий по добыче нефти и газа и не находил должного решения в проектах.
Актуальными направлениями в области охраны природы при добыче и переработки нефти и газа являются разработка экологически чистых процессов и утилизации отходов, очистка газовых выбросов и нефтехимических производств, очистка сточных вод, мониторинг загрязнения нефтью и нефтепродуктами окружающей среды и другие.
В нефтедобывающем, нефтеперерабатывающем и нефтехимическом комплексе загрязнение окружающей среды начинается с поискового бурения и строительства нефть и газодобывающих скважин. Основные источники загрязнения при строительстве скважин: выхлопы дизелей буровых установок, дегазаторы бурового раствора, емкости для хранения сыпучих порошкообразных материалов, шламовые амбары с производственно — технологическими отходами, а также циркуляционные системы. Во многих случаях на буровых установках не проводят мероприятия по охране почв и водоемов от загрязнения. Вследствие этого прилегающие земли загрязняются буровым раствором и нефтепродуктами. Затем происходит смыв этих вредных веществ талыми водами на прилегающие земли и водоемы. Процесс загрязнения почвы усугубляется присутствием в почвах высокоминерализованных пластовых и сточных вод, закачиваемых для поддержания давления в продуктивные пласты и поглощающие горизонты. В радиусе 500 — 800м от буровой вышки растительность уничтожается на 70
— 80 % , а в радиусе 100м в результате более интенсивного загрязнения глинистым раствором она практически исчезает. Так, например в Атырауской области на площади более чем 1,3 миллиона гектаров допущено техногенное загрязнение в виде разливов нефти объемов нефти объемом в десятки тысяч тонн, замазученность почв на некоторых участках достигает толщины более 10метров.
Промышленные отходы бурения в амбарах или отвалах на буровой площадке и требуют последующей эвакуации и размещения их на специально отведенной под шламохранилище территории. При этом особую важность приобретают вопросы оценки загрязняющей способности отходов. От этого зависят количество и токсичность загрязняющих веществ в подземных водах. Основным и наиболее сильным загрязнителем при буровых работах является буровой раствор. для его приготовления используется до двух десятков химических реагентов, многие из которых не имеют установленных Минздравом величин предельно допустимых концентраций. Строительство скважин и сопутствующее ему накопление отходов бурения отличаются от других видов производства рассредоточенностью объектов бурения, неоднородностью характеристик отходов и изменением их во времени.
При выполнении буровых работ и эксплуатации скважин существенное значение имеет качество и состав применяемого противовыбросового оборудования (ПО). Он определяется ГОСТом 13862 — 90, который пересматривался трижды (в 1975 1980 и 1990 гг.) эти мероприятия были направлены на приближение отечественного ПО к уровню лучших мировых стандартов, например стандарту АРI — I6А Американского нефтяного института.
При эксплуатации месторождений оказывается нарушенными огромные земляные массивы. Например, при разработке Карачаганакского месторождения планируется занять более 3000га пашни, выгонов, леса и т.п. Площадь месторождения Тенгиз составляет 20 км2. В результате непостоянства аэрологической ситуации распространение вредных примесей от источника и их флуктуации носят случайный характер. Экологически неблагоприятной зоной для постоянного проживания определена для Тенгизского месторождения в 50км, для Карачаганакского — в 10км. но, как ни парадоксально, чем больше санитарно-защитная зона, тем выше объем предельно допустимых выбросов и, значит, тем больше будет загрязняться атмосфера.
Морально устаревшее оборудование и способы хозяйственной деятельности усиливают экологическую опасность. Переход на новые технологические приемы рождают новые проблемы. Например, загрязнение окружающей среды наблюдается при ремонте скважин. При этом проводятся сотни спуско-подъемов внутрискважинного оборудования. Предварительно скважина прокачивается технической водой до полной дегазации. Однако на практике это промывка не снимает полностью пленку нефтепродуктов с внутренней и наружной поверхности труб и оборудования. В результате при подъеме последнего на рабочую площадку стекающая с них скважинная жидкость загрязняет площадку, создает пожароопасную ситуацию в пространстве вокруг устья скважины. При этом возрастает количество жидких агрессивных отходов, требующих захоронения. В действительности на всех старых месторождениях десятки лет выбрасывали добываемую пластовую и промывочную воду на поля испарения. На старых промыслах НГДУ «Кульсарьтнефть» и «Прорванфеть» площадь зеркала суров составляет тысячи квадратных километров. Огромные поля испарения с минерализованной водой, загрязненные нефтепродуктами, безусловно, отрицательно влияют на биосферные процессы в этом регионе. Однако, если использовать технологию полной утилизации промышленных вод, то оголившееся дно полей испарения станет источником распространения солей сухого сульфата, которые будут подниматься ветром и разноситься на огромные расстояния, как это происходит на Арале.
Предотвращение столь мощного негативного воздействия на окружающую среду в условиях интенсификации процессов добычи и переработки углеводородного сырья можно достичь лишь с увеличением уровня комплексного использования углеводородного сырья, то есть полного извлечения полезной части ресурсов и доведения отходов до разумного минимума.
В течение истекших десятилетий в Республике Казахстан осуществлено резкое увеличение добычи минерально-сырьевых и топливно-энергетических ресурсов. Ввод в разработку крупных месторождений углеводородного сырья, угля, руд черных и цветных металлов, фосфоритов предопределили рост физических объемов производства.
Вместе с тем произошло одновременное увеличение отходов производства, сосредоточенных в отвалах и терриконах, выбросах в атмосферу, в отходящих водах промышленных предприятий. Это, в свою очередь, оказало сильное влияние на состояние экосистемы, значения параметров которой во многих регионах по ряду ингредиентов в значительной мере превысили предельно допустимые концентрации.
Сложившиеся на протяжении многих лет тенденции в развитии горнодобывающих, в том числе нефтегазодобывающих отраслей промышленности свидетельствуют о том, что наращивание объемов извлечения сырьевых ресурсов будет продолжаться и в последующие годы. Основной причиной этого процесса может быть назван низкий уровень комплексного использования полезных ископаемых, сравнительно небольшой коэффициент полезного использования (КПИ) продуктов, полученных в результате их переработки. В этом же кроется и причина больших объемов отходов производства, технологических потерь, все увеличивающихся выбросов в атмосферу всевозможных агрессивных соединений, наносящих непоправимый вред окружающей среде.
В последней редакции «Временной типовой методики определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды» дан перечень особо вредных примесей, показатели относительной агрессивности которых варьируют в достаточно широком диапазоне. Так, если за 1,0 принять окись углерода, то сернистый ангидрид имеет значение 22,0, сероводород -54,8 фенол — 310, пара плавиковой кислоты и другие газообразные соединения фтора — 980, пятиокись ванадия (пыль) — 1225 меркаптаны — 2890, марганец и его окислы — 7070, неорганические соединения шестивалентного хрома — 10000, неорганические соединения свинца, ртути — 22400.
Все отмеченные соединения присутствуют в довольно больших концентрациях в отдельных регионах республики. Многие из них содержатся в сырье, добываемом в Западном Казахстане и, в частности, в Актюбинской области.
В настоящее время предметом особого беспокойства стало открытие крупных нефтегазоконденсатных месторождений в зоне Прикаспия. Расположенные в совершенно новом для отрасли подсолевом комплексе, они имеют сходные параметры залегания и физико-химический состав углеводородного сырья. Эти же характеристики отличают их от всех типов нефти, конденсата, газа, извлекаемых на ранее введенных в разработку структурах. Повышенная агрессивность сырья, приуроченного к структурам подсолевого комплекса, предопределена большим содержанием сероводорода, меркаптанов, углекислого газа.
Начало разработки Жанажолского и Тенгиского нефтегазовых месторождений, Карачаганакского нефтегазоконденсатного уже позволило наглядно продемонстрировать всю степень опасности добычи углеводородов. К настоящему времени, когда уровень ежегодного извлечения ресурсов из недр еще не достиг крупных объемов, а оборудование, которым оснащены процессы добычи, транспортировки и переработки сырья, выполнено иностранными фирмами с достаточно высокой долей привязки к параметрам добываемого сырья и казалось бы должно полностью гарантировать от возникновения любых неожиданных ситуаций, все же начинает отмечаться постепенное ухудшение параметров, характеризующих состояние окружающей среды.
Сами по себе отрасли нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности, транспортные коммуникации представляют изначально серьезный источник возможных экологических осложнений, так как продукты углеводородного содержания относятся к числу исключительно токсичных, а попадание их в атмосферу или водные ресурсы влечет за собой зачастую непоправимые последствия.
Достаточно сказать, что экологический ущерб от массовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу предприятиями нефтепереработки оценивается следующим образом, %:
ухудшение здоровья населения (здравоохранение) 36
жилищно-коммунальное и бытовое хозяйство 32
сельское и лесное хозяйство 12
промышленность и транспорт 13
прочие сферы 7
Конкретный размер ущерба от воздействия отдельных веществ в целом характеризуется данными таблицы 13.
Таблица 13 — Ущерб, наносимый народному хозяйству основными массовыми выбросами при переработке 1 т нефти
Вещество Удельные выбросы, кг/т Доля от общего
ущерба, %
Углеводороды 8,7 82,0
Оксид углерода 1,5 5,2
Оксид азота 0,18 1.7
Продолжение таблицы.
Диоксид серы и сероводород 1,51 10,5
Взвешенные вещество (пыл) 0,1 0,6
Всего: 10,99 100,0
Приведенные данные имеют отношение к переработке нефти, не содержащих высокотоксичных примесей в больших концентрациях. Нефти новых месторождений Западного Казахстана точно так же, как и природный газ, конденсат, добываемые в этой зоне, тем и характеризуются, что содержание таких соединений в них исключительно велико. В связи с этим и воздействие этого углеводородного сырья на каждой стадии его пребывания — добыча, транспортировка, переработка будет несравненно выше.
Следовательно, уже сегодня должна быть разработана система мероприятий, основным результатом которых должна стать надежная работа всех звеньев добычи, транспортировки и переработки сырья, гарантирующая постоянство окружающей среды. Главным же направлением развития должно стать рациональное и комплексное использование углеводородных ресурсов.
Сегодня, когда речь заходит о показателях комплексного использования этого виды сырья, отечественная нефтепереработка и нефтехимия выглядят не лучшим образом. Низкий удельный вес деструктивных процессов стал причиной невысокого выхода горюче-смазочных материалов, полимерного сырья, всевозможных фракций, которые могут быть вовлечены в новые процессы, благодаря которым вырабатывается конечная продукция. В сложившихся же условиях отрасль до сих пор характеризуется большими потерями. Об этом красноречиво свидетельствует хотя бы тот факт, что доля топочного мазута — этого качественного вида исходного сырья для получения топлив, масел, другой важной продукции — все еще 40-45%. Сжигание мазута в топках электростанций и котельных, конечно, не лучшая форма применения этого важного сырьевого ресурса. Кроме того, такое направление его использования отрицательно сказывается и на составляющих окружающей среды, особенно в тех случаях, когда в качестве топлива используется тяжелый остаток высокосернистых нефти.
Необходимость разработки мер по комплексному использованию углеводородного сырья определяется еще и тем, что в ближайшее время добыча этих ресурсов из подсолевого комплекса резко возрастет за счет ввода дополнительных мощностей на новых структурах. К этому надо готовиться уже сегодня, с тем, чтобы начало их промышленной разработки не послужило причиной возникновения новых эколого-экономических проблем.
Нефтегазовое месторождение Жана-жол, начало эксплуатации которого приходится на 80-е годы, относится к структурам подсолевого комплекса. Характерной особенностью извлекаемого сырья является повышенное содержание сернистых соединений, сероводорода, меркаптанов, колеблющихся в пределах 0,41-0,58 процента масс в зависимости от глубины залегания продуктивного горизонта. В процессе разделения добытой продукции на жидкую и газообразную составляющие концентрация сероводорода в от сепарированном газе резко увеличивается, что представляет основную опасность для окружающей среды. Представляя собой исключительно агрессивное соединение, сероводород оказывает свое неблагоприятное воздействие на всех стадиях, где происходит его непосредственный контакт с оборудованием, аппаратурой, транспортными коммуникациями.
После подъема с растворенным в ней газом на дневную поверхность в контактную зону попадают средства внутри промыслового и магистрального транспорта, объекты подготовки сырья, сепарации, переработки. Утилизация сероводорода на месторождении Жана-жол осуществляется с помощью технологического комплекса сооружений по очистке газа, включающего установку очистки газа от Н2S, установку очистки газов от меркаптанов с термическим обезвреживанием щелочных стоков, установку получения серы.
Очистка газа от сероводорода производится абсорбцией водным раствором этаноламидов — моно- или диэтаноламином. В основу процесса положен принцип контактирования газа с 15% раствором моноэтаноламина, поступающего противотоком с верха тарельчатого абсорбера. Данный процесс герметизирован, в связи с чем организованные источники выбросов здесь отсутствуют. Однако, в случае превышения давления и срабатывания предохранительного клапана на абсорбере установки сероочистки может произойти аварийный выброс газа, содержащего Н2S.
Очистка газа от меркаптанов производится с помощью щелочного
метода, основным принципом которого является поглощение
циркулирующим в абсорбере раствором сернистых соединений. Меркаптаны
в данном процессе окисляются до дисульфидов, практически не растворимых
в щелочах, которые вследствие разности удельных весов разделяются в
отстойнике.
Концентрированный сероводородный газ, предназначенный для производства серы, пройдя через ряд технологических установок, поступает в конвертор, где в присутствии катализатора происходит реакция Клауса между сероводородом и сернистым ангидридом. Образовавшаяся жидкая сера направляется на склад комовой серы, представляющий собой открытые площадки, размеры которых определяются из условий застывания жидкой серы.
Показанная технологическая цепочка превращений сернистых соединений в определенные виды продукции свидетельствует о больших количествах вредных веществ, попадающих в атмосферный воздух с комплекса установок 1-й и 2-й очереди. достаточно сказать, что использование одного лишь процесса Клауса для получения серы позволяет довести степень ее извлечения лишь до 94%. Оставшаяся часть «уходит» вместе с хвостовыми газами и практически не подлежит доочистке. Столь низкий процент утилизации уже мог нанести серьезный ущерб элементам окружающей среды за годы работы газоперерабатывающего оборудования на месторождении Жанажол.
Предстоящая реализация проектных решений по строительству и
вводу в действие установок третьей очереди предусматривает введение в технологическую схему установки доочистки «хвостовых газов», что увеличивает степень извлечения серы до 99% и сократит выброс в атмосферу значительной массы сернистого ангидрида.
Однако даже такой уровень утилизации не может быть признан удовлетворительным и безопасным для окружающей среды. В настоящее время предприятия, перерабатывающие сырье с высоким содержанием сернистых соединений, в частности сероводорода (к категории такого сырья относится и газ Жанажолского месторождения), используют ряд последовательных процессов — Скот, Сульфрен, с помощью которых извлечение серы доводится до 99,6-99,8%.
Другим источником постоянных выделений сернистых соединений в атмосферу являются склады комовой серы. Здесь практически нет препятствий для проникновения вредных веществ в отдельные элементы экосистемы. Сам процесс складирования готовой продукции вызывает огромный эколого-экономический ущерб. Экономическая составляющая его образуется за счет резкого снижения конкурентоспособности, низкой цены, увеличения трудоемкости работ по отгрузке комовой серы в сравнении с получением жидкой, а тем более гранулированной. В результате такой технологии готовая продукция, на которую имеется большой спрос по всех государствах Содружества, за пределами бывшего Союза, в значительной мере теряет свои потребительские качества, в связи с чем ограничивается круг ее потребителей. Следует отметить, что подобная технология закладывается в наши дни и в те производства, которые будут сооружаться в ближайшие 3-5 лет. Абсурдность таких решений очевидна и должна быть откорректирована до того момента, когда проекты будущих предприятий пройдут всестороннюю экспертизу.
Столь высокие суммарные потери нефтегазовых ресурсов на месторождениях Казахстана обязывают ускорить разработку необходимых мер, направленных на максимальную утилизацию газообразных и комплексное использование жидких углеводородов. Это тем более необходимо, что, во-первых, добываемые в республике нефти, природный газ, конденсат содержат в своем составе многие вещества и соединения, выделение которых в отдельные продукты имеет громадное экономическое и экологическое значение. К такой продукции относятся соединения ванадия и никеля в нефти месторождений Каражанбас и Каламкас, серы и ее соединений в нефти, природном и попутном газе, конденсате месторождений Тенгиз, Карачаганак, Жанажол.
В исследованиях, посвященных изучению вопросов эффективности использования углеводородного сырья и последствий не комплексной их переработки устанавливается факт возникновения с энергического эффекта, когда тесный контакт, казалось бы, не особенно опасных соединений, влечет за собой возникновение опасных соединений, новых веществ, обладающих повышенной токсичностью.
В нефтегазопереработке это явление может быть обнаружено на любом предприятии в силу того, что диапазон вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу на каждой стадии контакта нефтегазовой смеси с оборудованием, исключительно велик.
Ряд первичных загрязнителей в результате трансформации в атмосфере образуют более токсичные вещества (серная и азотная кислоты, озон, трехокись серы и т.д.) с большой санитарно-гигиенической и экологической значимостью. Полученные результаты исследований позволяют сделать следующие выводы:
1) На всех производственных объектах нефтяной и газовой промышленности, поступающие в атмосферу загрязнители трансформируются с образованием новых, более токсичных и опасных для человека и других экологических объектов веществ.
2) Объемы и возможные концентрации вторичных загрязнителей
существенно изменяют состав, структуру и свойства воздушной среды и
должны обстоятельно изучаться при оценке экологической обстановки и
условий труда.
З) С учетом большой санитарно-гигиенической и экологической значимости вторичных загрязнителей исследования по изучению химических превращений должны осуществляться на всех основных объектах нефтегазовой промышленности.
Таким образом, при оценке влияния добычи и переработки углеводородного сырья Жанажолского месторождения следует к тем расчетным данным, которые получены на основе учета степени воздействия основных ингредиентов на состояние экосистемы, дополнительно добавить и тот размер отрицательного воздействия на нее, который возникает опосредованно через взаимодействие ряда основных и второстепенных загрязнителей.
Начинающееся проведение буровых работ на шельфе Каспийского моря вызывает сильное беспокойство из-за возможных последствий негативного характера. Во-первых, они будут вестись непосредственно в заповедной зоне, что чревато непредсказуемыми последствиями для фауны и флоры, для населения региона. Во-вторых, углеводородное сырье само по себе представляет серьезную опасность для окружающей среды, даже в том случае, когда в его составе не содержатся сопутствующие агрессивные элементы. Практика же разработки глубоко залегающих месторождений показывает, что углеводороды их насыщены многочисленными сернистыми соединениями, удаление которых связано с новыми чисто технологическими трудностями.
Однако, заметного беспокойства не проявляют иностранные инвесторы, участвующие в освоении шельфа. На проведенных в течение 1996-1 998гг. совещаниях, семинарах, конференциях проблеме сохранения экологического равновесия в этом регионе уделялось достаточно внимания. Однако представители компании ОКI4ОК, являющейся ведущим разработчиком этого проекта, в частности Гордон Битити, Пол Кингситен, работники Министерства энергетики, промышленности и торговли, Государственного комитета по чрезвычайным ситуациям достаточно спокойно относятся к предстоящему событию.
Оперируя фактами, основывающимися на имевших место аварийных ситуациях при бурении в других регионах мира, они спокойно утверждают, что в случае разливов нефти на Каспии, возможных в процессе проводки скважин, при фонтанных выбросах и в других, как считается, катастрофических ситуациях, ничего страшного не произойдет. Аргументацией с их стороны в таких заявлениях является уверенность в том, что, во-первых, нефть северного Каспия будет очень легкой, в связи с чем половина ее после разлива испарится; во-вторых, поскольку нефть будет очень легкой, она быстрее подвергнется процессу разложения под воздействием биологических организмов.
Из отмеченного следует, что в действительности происходит
определенное затушевывание — реальной опасности, объективно существующей в связи с началом буровых работ в шельфовой зоне моря. Г-н И.Кушанов, лидер НПО «Каспий — Табигат», утверждает, что вероятность аварии и разлива нефти в море очень высока. Вскрытие палеозойского горизонта допускает пластовое давление до тысячи атмосфер, поэтому надежность морского трубопровода вызывает у местных экологов большие сомнения. Существует другая опасность — это движение льда на море, способное разрушить планируемый нефтепровод. При всей уверенности в своих технологиях ОКИОК все же допускает возможность аварии и разлива нефти и застраховала такие риски на 500 млн. долларов. ОКИОК совместно с государственными органами разработали план оперативного реагирования на аварийную обстановку. Местные экологи видят в этом лишь подтверждение тому, что северному Каспию грозят тяжелые экологические бедствия.
Кроме того, вопреки своим заверениям о принципе «нулевого сброса» технологических отходов в море ОКИОК с самого начала бурения с буровой баржи «Сункар» стало их нарушать, вследствие чего в уникальный заповедник сбрасывается, по данным Атырауского областного управления охраны окружающей среды, вредных веществ в 10 раз превышающих ПДК для водоемов. И это несмотря на то, что плавучая буровая платформа «Сункар», с которой ведется бурение на нефть и газ в 40км от Атырау на шельфе северного Каспия, прошла экспертизу на экологические требования и оборудована очистным оборудованием, соответствующим стандартам, установленным компетентными органами. Все это говорит о том, что Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды не обеспечивает своевременный контроль за деятельностью ОКИОК по соблюдению экологических норм.
Об ухудшении экологической ситуации вследствие освоения нефтегазовых ресурсов СП «ТШО» уже сказано немало. Сегодня на его долю приходится 53,4% всех выбросов по Атырауской области. Однако, несмотря на это, соответствующие органы республики разрешили ему увеличить в 1998г. выбросы более чем в два раза по сравнению с предыдущим периодом. Неправильное хранение серы отравляет окружающую среду. Все это наносит колоссальный вред здоровью населения Атырауской области, что убедительно подтверждает медицинская статистика.
Уместно задать вопрос о том, где же новые технологии, где же практически полная утилизация попутных компонентов, гарантировавшиеся условиями подписанного контракта и проектом освоения месторождения? Разве взимание штрафов в увеличенных размерах за превышение установленных выбросов является достаточной компенсацией тех нарушений экологического равновесия, которые способны принять форму неуправляемого, необратимого процесса?
Оценивая «вклад» иностранных компаний в сохранение окружающей среды, нельзя не отметить, что нарушения подобного рода отмечаются практически во всех нефтедобывающих регионах республики. Даже недавно пришедшее в нефтяную сферу Казахстана «Харрикейн Кумколь Мунай» уже может быть отнесено к числу предприятий, нарушающих законы разработки месторождений. Освоение структуры Кумколь этой компанией ведется до сих пор без применения методов поддержания пластового давления, что чревато потерей значительных запасов вследствие преждевременного ухудшения параметров залегания нефти в продуктивных горизонтах. Добываемый одновременно с нефтью попутный газ варварски сжигается на факеле, что свидетельствует о крупных потерях ценного источника энергоносителей, который мог быть с большой эффективностью использован для промышленных и бытовых целей; об ухудшении экологической ситуации в регионе из-за попадания в атмосферу массы вредных углеводородных и прочих соединений.
Изложенный материал характеризует действия иностранных компаний, участвующих в развитии нефтегазового комплекса Казахстана, как недопустимые с точки зрения полученных экономических и экологических результатов. В этом направлении, видимо, проводится еще недостаточно действенная работа со стороны тех государственных органов, в чью задачу входит непосредственный контроль за безопасностью ведения работ в нефтяной сфере, за бережное использование национального достояния — запасов углеводородного сырья. При таком отношении к уникальным ресурсам значительная часть последних может остаться в недрах так и не извлеченная вследствие вопиющих нарушений, допускаемых в период первых лет разработки месторождений.
Та спешка, с которой в различных регионах страны вводятся крупные нефтегазосодержащие структуры (Западная Сибирь, Мангышлак, Бузачи, теперь вот Тенгизское, Карачаганакское, Астраханское месторождения), сама по себе предопределила множество просчетов, допущенных в период подготовки и непосредственной их эксплуатации.
Во-первых, в каждом конкретном случае остаются за пределами проектных проработок такие жизненно важные вопросы, как обоснование оптимального уровня добычи нефти, газа, конденсата, что в наибольшёй степени отражается на суммарных размерах добычи сырья в течение всего срока разработки месторождений, абсолютной и сравнительной эффективности капитальных вложений, экономике отрасли.
Во-вторых, ускоренное освоение месторождений, как показывает практика, сопровождается значительным отрывом между создаваемым потенциалом добывающих отраслей и производств, призванных комплексно использовать извлекаемые ресурсы. Таким образом, экономика хронически недополучает широкий ассортимент продукции в больших количествах, что замедляет процесс насыщения внутреннего рынка и товаров народного потребления.
Отставание в формировании соответствующих перерабатывающих производств, транспортных артерий (нефтегаз и продуктопроводов, водоводов), объектов инфраструктуры (линий электропередач, предприятий строительной индустрии) и социально-бытового комплекса в совокупности свидетельствует о продолжающейся как и ранее практике формирования потенциала в нефтегазовом секторе. Поэтому при проектировании разработки нефтяных или газовых месторождений соответствующие министерства решают главную задачу, а именно — извлечь в кратчайшие сроки как можно больше углеводородного сырья, забывая при этом о его качественных характеристиках, специфических физико-химических параметрах, потенциальных возможностях получения большой разновидности исключительно важной продукции.
Если же подходить к программе столь крупного масштаба, требующей для реализации много миллиардных вложений в строительство новых предприятий, оснащенных зачастую дорогостоящим импортным оборудованием, коммуникаций, с государственных позиций, то первостепенное значение должно иметь решение вопросов строгой и надежной координации, стыковки работ всех заинтересованных учреждений — министерств и ведомств, научно- исследовательских и проектных институтов, местных органов власти, в основу которой положен принцип достижения максимальных экономических результатов.
Основные сложности при реализации таких программ инвестирования в природоохранные мероприятия связаны с общим недостатком финансовых ресурсов, отсутствием организационного потенциала, а не с особенностями конкретных экологических проблем или поисков их возможных решений.
Важный вопрос, который следует задать: «Насколько можно улучшить состояние экологии при тех или иных затратах?» Ответ на этот вопрос обеспечит гибкость для достижения наилучших результатов при использовании имеющихся ресурсов.
Установление экономико-экологических приоритетов в нефтегазовом секторе подразумевает сочетание следующих дополнительных мер:
— совершенствование экономико-экологической политики;
— тщательная привязка расходов к экономически высокоэффективным нефтяным проектам;
— развитие организационной инфраструктуры и создание соответствующего потенциала, включая подготовку кадров, образование и программы обмена.
В определенных случаях может оказаться целесообразным создать побудительные мотивы для экологических инвестиций частного сектора, например таких, которые имеют наибольший потенциал для уменьшения угрозы здоровью населения или природным экосистемам. Однако экологические инвестиции в нефтегазовый сектор должны соответствовать при планировании и определении целей политики принципу наименьших затрат и процессу принятия решений в частном секторе. В более общем виде, включение эколого-экономических требований в разработку отраслевой политики является ключевым фактором улучшения состояния окружающей среды.
Целенаправленная экономико-экологическая политика, включающая разумное сочетание регулирующих и оценочных методов, позволит обеспечить получение наибольших потенциальных выгод, связанных с перестройкой экономики. Например, в то время, как прекращение субсидий приведет, к снижению использования нефти и, вследствие этого, к снижению уровней выбросов, штрафы за загрязнение могут дополнить эту политику, стимулируя использование более чистых видов топлива и технологий.
В настоящее время часто решение экологических проблем ставится правительством в подчинение успеху экономических реформ. Можно утверждать, что Казахстан встал на опасный путь развития по гонконгскому варианту, в результате которого Гонконгу за свой стремительный экономический рост пришлось заплатить фактически полным разрушением экосистемы региона, что сейчас вызывает главную заботу местных властей. Но специфика Казахстана заключается в том, что улучшение экологической ситуации нельзя отложить на потом, так как она уже сейчас дошла до такого уровня, за которым наступит экологическая катастрофа. Именно поэтому восстановление нарушенного экологического равновесия необходимо начинать в ближайшем будущем.
Для достижения наиболее экономически эффективного использования нефтегазовых ресурсов, следует соответствующим образом применять такие экономические инструменты как штрафы и налоги. Существующие системы платы за загрязнение могут быть усовершенствованы таким образом, чтобы стать эффективным стимулом для рациональной природоохранной практики:
Существует целый ряд возможностей для значительной экономии средств, благодаря применению простых рыночных подходов, вполне реалистичных даже в условиях нынешней экономической ситуации и организационной структуры. Имеется также значительный спектр возможностей для согласования экологической и налоговой политики.
Предприятиям необходимо предоставить четко определенный период времени для того, чтобы приспособиться к таким стандартам, которые будут строго соблюдаться и контролироваться. С этой целью, для эффективного осуществления экономических и регулирующих мер необходимо предусмотреть действенные механизмы контроля и укрепления организационной структуры.
Стандарты в области качества окружающей среды (например, загрязнения приземного слоя воздуха) должны использоваться в качестве одной из основ для принятия решений в области политики на уровне акиматов. Введенные должным образом стандарты качества окружающей среды будут отражать критерии экологической и экономической стабильности. Кроме того, необходимо приложить усилия по широкому внедрению и применению стандартов для сохранения биологического разнообразия.
Таким образом, чрезвычайно важно, чтобы правительство не направляло все имеющиеся ресурсы, как людские, так и финансовые, на новые инвестиции или предприятия, поскольку можно достичь значительных улучшений путем давления на управляющих старых предприятий, чтобы побудить их к постоянному совершенствованию, и предусмотреть соответствующие меры их поощрения при достижении относительно высоких показателей. Опыт показывает, что добиться постоянного снижения общего количества выбросов в кратко- и среднесрочной перспективе реальнее всего путем совершенствования природоохранных мероприятий, прежде всего на старых, но продолжающих функционировать предприятиях. Более’ того, для достижения условий, аналогичных существующим за рубежом, уровни выбросов на единицу продукции, эквивалентные уровням, полученным при использовании наилучшей имеющейся технологии (НИТ), потребуют немедленного улучшения ситуации, лишь в ряд «горячих точек» и только некоторые загрязняющие вещества.
Министерство экологии и биоресурсов Казахстана должно работать в контакте с министерствами финансов, энергетики, промышленности и торговли, здравоохранения и социального обеспечения, а также Госкомитетом по имуществу и приватизации, для того чтобы обеспечить учет эколого-экономических факторов при принятии решений о закрытии тех или иных предприятий государственного сектора или продолжении их работы. Участвуя в принятии решений о закрытии предприятий, а также в определении условий, на которых предприятию оказывается поддержка, необходимая для дальнейшей работы, экологические службы могут существенно и без особых затрат снизить ущерб, наносимый старыми производствами.
Процесс приватизации предприятий, так называемых «голубых фишек» может способствовать тем изменениям, которые связаны с рыночными реформами. В этой связи правительство может одновременно ускорять процесс приватизации и способствовать прогрессу в области охраны окружающей среды путем введения четких правил в сфере ответственности за нанесение ущерба окружающей среде в прошлом и налагая на новых владельцев предприятий ответственность за все выбросы, производимые в настоящее время. Во многих случаях правительству следует принять ответственность за ущерб окружающей среде в прошлом на себя, в тоже время есть немало способов распределения этой ответственности с тем, чтобы обеспечить защиту, как правительства, так и охрану окружающей среды. Следует незамедлительно провести ревизию документов и отчетности в области окружающей среды для того, чтобы отделить прошлое загрязнение от загрязнения текущего. В тех случаях, когда производство на приватизированных предприятиях не соответствует принятым нормам, следует тщательно и с разбивкой на этапы ввести в действие более строгие экологические стандарты.
В стратегии развития экономики РК до 2030г. особое внимание уделяется структурной перестройке промышленности, в сочетании с соответствующими природоохранными мерами, которая будет способствовать осуществлению контроля над большей частью выбросов, оказывающих вредное воздействие на здоровье людей и экономику регионов. Это будет происходить по мере того, как для работников экономически неэффективных, загрязняющих окружающую среду производств, подлежащих закрытию, будут находиться альтернативные возможности трудоустройства, будет набирать темпы экономическая активность, а у сохранившихся производств появятся средства для капиталовложений в новые технологии.
В краткосрочной перспективе, однако, потребуются государственные капиталовложения, поскольку необходимо:
а) ускорить процесс улучшения состояния экологии в условиях социальных и экономических ограничений (когда продолжают функционировать предприятия, являющиеся источниками сильного загрязнения окружающей среды; а население не может быстро отреагировать на подорожание энергоносителей и с легкостью перейти с угля на более чистые источники энергии и т.д.);
б) начать решение экологических проблем, которые сохраняться и после перехода к рыночной экономике, (например, таких, как выбросы в
атмосферу от транспортных средств).
К инвестированию в охрану окружающей среды, следует прибегать лишь в том случае, если должным образом предусмотрены следующие три категории расходов, а именно текущие затраты на ремонт и эксплуатацию (особенно на муниципальном уровне), экономически выгодные затраты на охрану окружающей среды, которые могут покрываться за счет прибыли, и затраты на развитие организационной инфраструктуры.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В исследован ряд основных взаимосвязанных проблем текущего состояния и перспектив развития отечественного нефтяного сектора промышленности. Рациональное использование нефтегазовых ресурсов Республики Казахстан является актуальнейшей приоритетной задачей сегодняшней экономики республики. Это обусловлено тем, что, несмотря на столетний период существования отрасли в Казахстане, экономические результаты от использования нефтегазовых ресурсов так и не достигли того уровня, который свидетельствовал бы о высокой эффективности их извлечения и проведения последующих коммерческих операций на внутреннем и внешнем рынках.
В работе изложены результаты изучения современного состояния структурных звеньев нефтегазового комплекса Республики Казахстан:
добычи и переработки углеводородного сырья, транспортировки его к объектам непосредственного использования и пунктам, откуда совершаются внешнеторговые операции. Несмотря на постепенное увеличение добычи в целом степень эффективности использования ресурсов все еще остается на невысоком уровне, о чем свидетельствуют значительные их потери на всех стадиях, низкий удельный вес внедрения процессов глубокой переработки, неудовлетворительное состояние дел с утилизацией попутной продукции. Выявленное многообразие острых проблем, решение каждой из которых требует по существу разработки системы специальных мер, в свою очередь связанных с крупными инвестициями, является результатом долголетнего однобокого развития. Извлекаемое в регионах республики высококачественное сырье — нефть, природный газ, конденсат в подавляющей своей части используется неэффективно. Более того, и в ближайшей перспективе будут прослеживаться все те же тенденции: ускоренное наращивание производственного потенциала в отраслях, добывающих углеводородное сырье, поставка его на заводы, размещенные за пределами Казахстана, извлечение из него минимальной части потенциально содержащейся продукции, высокий удельный вес остатка, используемого в основном в качестве котельного топлива.
В то же время решение вопросов структурной перестройки хозяйства открывает благоприятные перспективы социально-экономического развития. Формирование одновременно с добывающими перерабатывающих комплексов, на которых будет производиться вся гамма готовой продукции нефтехимии — от горюче-смазочных материалов и изделий из полимерных композиций до металлов и тяжелого остатка, позволит заметно повысить экономическую эффективность работы предприятий отрасли и оздоровить финансовую ситуацию в республике, непосредственно в нефтедобывающих регионах.
В соответствии с реальными перспективами экономических преобразований в Казахстане общая ситуация с использованием углеводородного сырья может иметь множество вариантов. Однако значительная их часть связывается с преимущественно сырьевым направлением развития отрасли, что, несмотря на кажущиеся выгоды, не способствует подъему экономики республики, влечет за собой большие потери валютных поступлений, а в целом, как правило, не ориентируется на создание сети перерабатывающих предприятий, продукция которых может успешно конкурировать на внешнем рынке.
Наличие крупных запасов сырья — обязательное, но недостаточное условие радикальных изменений в экономике отрасли. Необходима при этом еще и разработка в корне измененной стратегии их использования. Продажа иностранным компаниям крупных и имеющих большие перспективы развития нефтегазодобывающих объектов, наблюдающаяся в настоящее •время, по существу означает, что Казахстан лишается одного из основных источников получения доходов. Сырьевой потенциал нефтегазовых объектов, фактически проданных иностранным компаниям, по самым скромным подсчетам оценивается в 85-90 млрд. долларов, в то время как их вклад в развитие предприятий составляет величину на порядок ниже.
Огромный интерес иностранных компаний к нефтегазовому сектору республики базируется на вполне реальных выгодах. В этой связи необходимо при подготовке условий проведения тендеров включать в качестве основного — участие в проектах, связанных с переработкой сырья, что может стать главным стимулом при выборе победителя среди компаний, подавших заявки на участие в конкурсе.
В работе рассмотрены методологические основы определения эффективности использования нефтегазового потенциала. В условиях
рыночной экономики возникает необходимость учета большего числа показателей качества, так как в процессе поставки сырья на мировые рынки нефти начинают принимать участие все новые и новые страны, специфика качественных параметров нефти которых еще не имела аналогов в мире. В связи с этим для оценки влияния качества углеводородов на выход нефтепродуктов и общие затраты на их извлечение в практике проведения нефтяных операций использован комплексный показатель качества. Предложенная методика учета специфики качественного состава углеводородного сырья при решении вопросов эффективного его использования позволяет оценить во всей полноте тот потенциал продукции, который может быть извлечен из нефти, конденсата, попутного и природного газа.
Среди критериев и показателей оценки эффективности использования углеводородного сырья предложена система количественных измерителей, каждый из которых отражает в достаточной степени определенную сторону преобразования первичных сырьевых ресурсов в конечную продукцию в зависимости от избранной схемы их переработки, поставок сырья на внешний и внутренний рынки, степени внедрения процессов деструктивной обработки промежуточной продукции.
Экономические преимущества, лежащие в основе комплексной переработки углеводородных ресурсов, необходимо решать в практическом плане, пока государство еще является собственником определенных запасов и добычи. Обладая столь высоким по качеству многокомпонентным сырьем республика в течение нескольких десятилетий ввозит многие продукты переработки извне для того, чтобы обеспечить загрузку своих нефтехимических мощностей. Кардинальное изменение взглядов в промышленной политике на роль нефти и газа в развитии национальной экономики может привести к крупным коммерческим выгодам.
Несмотря на исключительно благоприятные перспективы в увеличении объемов извлечения углеводородов, прогнозируемые на ближайшие годы, при разработке месторождений следует все же исходить не из тех коммерческих результатов, которые могут быть достигнуты вследствие не только экспорта сырья, но и из возможного максимального извлечения содержащихся в нем полезных компонентов.
Предложенный прогноз развития нефтегазодобывающей отрасли республики ориентирован на определение таких объемов извлечения ресурсов, которых было бы достаточно для внутреннего потребления, учитывая и потребности расширения перерабатывающих производств в перспективе, экспорта и компенсации в счет передачи сырья из соседних государств на отечественные заводы.
Укрупненная оценка стоимости нефтепродуктов, полученных при углубленной оценке исходного сырья, убедительно доказывает необходимость придания главного приоритета в развитии экономики Казахстана безотлагательному созданию мощных перерабатывающих комплексов. Достаточно сказать, что потенциальная ценность каждой тонны казахстанской нефти колеблется в пределах 200-220 долларов, в то время как мировая цена на нее варьирует вокруг ориентира в 120 долларов. Газообразная часть углеводородов, извлекаемая из недр совместно с нефтью или же самостоятельно, представляет собой исключительно богатое различными фракциями сырье, потребность в котором на нефтехимических предприятиях Казахстана особенно высока.
Реструктуризация отрасли в целом и комплексное использование углеводородных ресурсов позволит резко увеличить удельный вес деструктивных процессов в нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих производствах, что незамедлительно повлечет за собой увеличение коммерческих результатов, расширение ареала экспорта широкой гаммы углеводородной продукции, а также уменьшение зависимости нефтегазового комплекса от периодически наступающих колебаний цен на сырую нефть. Этот фактор обеспечивает стабильность работы предприятий и обеспечивает предсказуемость результатов их коммерческой деятельности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Назарбаев Н.А. Новый Казахстан в новом мире.
послание президента РК народу Казахстана. АЛМАТЫ 2007г.
2 Назарбаев Н.А. Казахстанский путь. АЛМАТЫ 2006г.
3 Ерали А.К. Производственный менеджмент. Учебник – АЛМАТЫ:
Атамұра 612с.
4 Егоров В.И. Экономика нефтегазодобывающей промышленности. М.: Недра, 1970
5 Дунаев Ф.Ф., Егоров В.И., Победоносцева Н.Н., Сыромятников Е.С.
Экономика нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра, 1983
6 Минеральное сырье и экономия материальных и энергетических
ресурсов/Под ред. А.С.Астахова. М.: Недра, 1986
7 Малышев Ю.М., Тищенко В.И., Шматов В.Ф. Экономика нефтяной и
газовой промышленности. — М.: Недра, 1990.
8 Уманский Л.М., Уманский М.М. Экономика нефтяной и газовой
промышленности. — М.: Недра, 1990.
9 Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой
промышленности.- М.: Недра 1988.
10 Методы снижения издержек производства Под ред. Б.И.Майданчика
М.: Экономика 1987
11 Нефть и бюджет деловая неделя. – Алматы-1998
12 Быков Л., Шабалкина М., Ахметова Ш. Методические вопросы
эффективности использования капитальных вложений в рыночной
экономике Усб. Вопросы стратегии экономического развития РК в
период становления рыночных отношений. – Алматы — НИИЭРО, 1993
13 Корнеев И.М. Управление инвестиционными процессами в регионе:
методология, новые организационные формы. — Свердловск:
Наука, 1992
14 Хусаинов Б. Иностранные инвестиции: мировой опыт и практика
Казахстана Нефть и газ Казахстана. — 1998, декабрь.
15 Кошанов А.К., Исаева М.Г. Региональная политика Республики
Казахстан // Экономист. -К12. -1993
16 Что такое рыночная экономика. Информационное агентство США 1992
17 Экономика, организация и планирование производства на
нефтеперерабатывающих предприятиях. — М.: Химия, 1981
18 Андрианов В.М., Соколова Н.А., Усков Н.А. Комплексное
использование сырья в промышленности. — Москва: Экономика, 1989
19 Кодекс Республики Казахстан «О недрах и переработке минерального сырья». – Алматы-1992
20 Дегтярев В.Н. О банке качества нефти Нефтяное хозяйство.М.№3.-1997
21 Ильинский А.А. Экономическая оценка ресурсов нефти. — С-Петербург: Недра, 1992.
22 Астаханов А.С. Экономическая оценка запасов полезных ископаемых. М.: Недра, 1981
23 Дяченкова Е.С. Геолого-экономическая оценка нефтяных месторождений в экстремальных природных условиях. – М.: Недра, 1987
24 Трусов А.Д., Захаров А.Н. Комплексное использование сырьевых
ресурсов. – М.: Экономика, 1986
25 Глубков К.П., и др. Маркетинг: выбор лучшего решение. – М.:, 1992 26 Джрурович Р. Руководство по заключению Внешнеторговых контрактов М. 1992
27 Егор О.И. Чигаркина О.А. Нефтяные бизнес реалии и перспективы Азия– Экономика и жизнь — №19-1998
28 Егор О.И. Чигаркина О.А. Нефтяные богатство Казахстана использования Деловой мир Казахстана № 2-3 1998
29 Егор О.И. Нефть как сырьевых ресурс для устойчивого развития
Казахстана на пути к устойчивому развитию Сб. научн. Тр. – Алматы1996
30 Трувель М. «Эльф нефтегаз» в Казахстане более двух лет Совещания КИОГЕ по развитию нефтяной и газовой промышленности в странах СНГ – Алматы 1994
31 Егоров О.И. Куванышев А.К. Развития нефтедобывающей
промышленности Казахстана Алма-Ата Наука 1981
32 Надиров Н.К. Нефть вчера, сегодня, завра. Алма-Ата Казахстан 1983
Рисунок 4 — Современное состояния нефтегазового сектора РК.
