CC BY
194
УДК 669.725
НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС РОССИИ: МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ПРОБЛЕМЫ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ
Н.И. Пляскина
Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН проспект акад. Лаврентьева, 17, Новосибирск, Россия, 630090
В статье анализируется состояние минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса России и управление государственным фондом недр, выявлены проблемы недропользования и обеспечения минерально-сырьевой безопасности.
Ключевые слова: нефтегазовый комплекс, минерально-сырьевая безопасность, недра, нефть, природный газ, газовый конденсат, экономика, экология, правовые и нормативные документы.
В недрах России, составляющей 10% территории Земли, сосредоточено 13% мировых разведанных запасов нефти и газового конденсата, около 35% мировых запасов газа, прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 44 млрд т, природного газа — в 176 трлн м3 [1]. На современном этапе развития России возрастает роль перспективных нефтегазодобывающих районов в обеспечении минерально-сырьевой безопасности и значимость проблемы недропользования.
Обеспеченность запасами и минерально-сырьевая безопасность. Эффективность экономики России в значительной мере определяется состоянием минерально-сырьевой базы (МСБ): природно-ресурсная рента составляет 75% суммарного дохода государства [2], более трети российского бюджета приходится на долю налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) (из 2,668 трлн руб. поступлений в 2005 г. 28,5% пришлось на добычу нефти, 3% — на добычу природного газа и 0,2% — на добычу газового конденсата) [3].
Россия располагает уникальными запасами нефтегазовых ресурсов и занимает лидирующее положение в мире: первое место по запасам газа, ресурсный потенциал которого составляет 64,8% от их общей суммы, по запасам нефти — третье место, ресурсный потенциал нефти — 57,3% (табл. 1).
Таблица 1
Структура начальных суммарных ресурсов углеводородов России [4]
(%)
Ресурс Категория ресурса
оцененные разведанные накопленные прогнозные
запасы запасы запасы ресурсы
Газ 8,7 20,3 6,2 64,8
Нефть 8,5 16,5 17,7 57,3
В соответствии со статистическими показателями только 30% прогнозных ресурсов при дальнейшем изучении переходят в категорию запасов. В этих условиях для поддержания простого воспроизводства на каждую единицу запасов
необходимо подготовить 3 единицы прогнозных ресурсов [5]. По данным комитета по природным ресурсам и природопользованию Госдумы ежегодно в России открывается 200—300 млн т новых запасов, но одновременно почти столько же списывается из ранее открытых, как неподтвердившихся [6].
Россия обеспечена разведанными запасами нефти, отвечающими доказанным запасам зарубежных классификаций, на 13—14 лет. В мире в целом обеспеченность запасами нефти (без нефтеносных песков Канады) по состоянию на 2004 г. составляла 60 лет, в том числе в США — 10 лет; в странах со значительной зависимостью экономики от добычи и экспорта нефти (9 стран), — 46 лет; в странах с полной зависимостью экономики от добычи и экспорта нефти (8 стран) — 74 года [7]. Крупные российские нефтегазодобывающие компании обеспечены запасами углеводородов на 23—25 лет работы и более по сравнению с 10—13 годами у крупнейших мировых нефтяных компаний (табл. 2).
Таблица 2
Запасы (доказанные) нефтяных компаний России по данным международного аудита — с учетом запасов по зарубежным проектам («экспертная оценка») [8]
Компания Запасы, млрдт Обеспеченность запасами,лет
ЛУКОЙЛ 2,747 28
ЮКОС 2,014 29
Роснефть 1,4 38
ТНК-ВР 1,233 60
Татнефть 0,99 34
Сургутнефтегаз 0,91 23
Сибнефть (Газпромнефть) 0,627 31
Башнефть 0,4 24
Всего 10,321 33
При годовой добыче газа на уровне 600—615 млрд м3 Россия обеспечена промышленными запасами газа почти на 60 лет, в том числе на ближайшие 30 лет — только за счет крупных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа [9].
Следует отметить, что нечеткость действующей классификации запасов и отсутствие нормативных правил по ее использованию для отнесения запасов к той или иной категории приводят, как правило, к противоречивым выводам. В настоящее время обеспеченность России разведанными запасами нефти не соответствует структуре экономики и роли в ней нефтяной промышленности.
Отличительной особенностью нефтегазового сектора России является высокая степень концентрации углеводородных ресурсов.
На севере Западной Сибири сосредоточено почти 30% мировых запасов природного газа и 6% мировых запасов нефти, здесь осуществляется 91,3% добычи газа и 68,1% добычи нефти России (рис. 1), что обусловливает высокую степень зависимости экономики страны от развития одной нефтегазоносной провинции.
Несмотря на наличие крупных запасов нефтегазовых ресурсов и высокую степень обеспеченности запасами, в настоящее время возрастает значимость проблемы повышения минерально-сырьевой безопасности России, что обусловлено рядом негативных тенденций в недропользовании.
нефть, включая газовый конденсат
Рис. 1. Добыча углеводородных ресурсов по регионам России в 2006 г., % [10]
Состояние минерально-сырьевой базы. Наблюдается резкое ухудшение состояния ресурсной базы углеводородного сырья вследствие устойчивой тенденции падения темпов воспроизводства при сокращении геолого-разведочных работ (ГРР).
Высокие мировые цены на нефть в значительной степени обусловили увеличение темпов добычи нефти в последние годы, при этом объем разведочного бурения, снизившись в 2002 г. на 44% по сравнению с 2001 г., практически не изменялся в течение последних лет, оставаясь на уровне 1,0 млн м. Подобная тенденция характерна для газовой промышленности — объем разведочного бурения снизился на 44% в 2001 г. и в последующие годы составлял 0,1 млн м. Значительно сократилась доля разведочного бурения в общем объеме: в нефтяной — с 13,9% в 2000 г. до 8,8% в 2004 г., в газовой — с 54,5% до 12,5% в 2004 г.
В результате приросты разведанных запасов нефти и газа не компенсировали объемы добычи, происходило относительное истощение запасов разведанных и подготовленных к эксплуатации месторождений. Прирост разведанных запасов нефти (включая газовый конденсат) в 2003 г. снизился до минимального значения — 36% от объема добычи, природного газа — до 81%.
Накопленный дефицит прироста запасов за 1994—2007 гг. составит по нефти более 1,25 млрд т, по газу — свыше 2,52 трлн м3 [14], что обусловлено как резким сокращением геологоразведочных работ, так и истощением запасов сырьевых баз важнейших добывающих районов в результате длительной и интенсивной эксплуатации. При сохранении этих тенденций в перспективе может произойти 50-процентное исчерпание условно рентабельных запасов: нефти — к 2010 г., газа — к 2025 г. В сложившихся условиях проблематично обеспечить в перспективе ежегодный прирост запасов для достижения в ближайшие годы даже простого воспроизводства.
Аналогичная ситуация сложилась по накопленным запасам: прирост запасов нефти по отношению к объему добычи составлял 48% в 2004 г. и 60,6% в 2005 г., прирост запасов природного газа достиг 82% в 2004 г., и возрос до 109,7% в 2005 г.
Существенное изменение качества запасов. В настоящее время происходит переход к освоению трудноизвлекаемых запасов при высокой степени выработан-ности рентабельных. Из 236 трлн м3 начальных суммарных ресурсов свободного газа 32% сосредоточено на шельфе [15. С. 38]. В общем количестве разведанных месторождений нефти около 80% составляют мелкие (до 10 млн т) с трудноиз-влекаемыми запасами [16]. При общем росте запасов нефти в 2,6 раза за последние 25 лет их трудноизвлекаемая часть увеличилась в 5 раз, достигнув 60% от общего объема [6], в то время как активные запасы возросли лишь в 1,7 раза. Так, в ОАО «Сургутнефтегаз» доля трудноизвлекаемых запасов в общем объеме текущих запасов категории А, В, С1 на 01.01.2005 г. составляла 76,9% [17]. Вместе с тем разработка активных запасов нефти осуществляется опережающими темпами, степень их выработанности сейчас составляет 62%, трудноизвлекаемых — всего 2—3%.
В настоящее время доля низкорентабельных запасов нефти с дебитами до 10 т/сут возросла до 55%. Более 70% запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности [6]. Почти 80% природного газа добывается на месторождениях с падающей добычей: Медвежье, Ям-бургское (сеноман), Уренгой (сеноман). При действующих темпах воспроизводства углеводородных ресурсов к 2020 г. возможно более чем трехкратное снижение добычи газа из сеноманских залежей, доля рентабельных при разработке запасов нефти на государственном балансе может сократиться к 2010 г. до 30%.
Начиная с 2007 г. свыше 76% добычи газа будет приходиться на новые месторождения, расположенные в малоосвоенных и труднодоступных районах (полуостров Ямал, акватория Обской и Тазовской губ, шельфы о. Сахалин, Охотского, Баренцева, Карского и Арктического морей), а также глубокие горизонты Западно-Сибирской нефтегазовой провинции. Новые перспективные месторождения имеют сложное геологическое строение, удалены от созданной инфраструктуры на расстояние свыше 500 км. Глубина залегания газа в них увеличивается почти в 1,5 раза, производительность скважин уменьшается в 2 раза, что обусловливает увеличение себестоимости добычи газа в 4—6 раз (по сеноманским залежам до 8—12 долл. США, по нижнемеловым и ачимовским отложениям — более 20 долл. США за 1000 м3) и потребует огромных капитальных вложений.
В сложившейся ситуации необходимо создать комфортные условия для недропользователей при разработке истощенных и сложных месторождений, в частности сформирован льготный налоговый режим, позволяющий осуществлять их освоение.
Увеличение экспорта стратегических видов минерального сырья и рост его доли в объеме производства обусловливает зависимость экономики страны от конъюнктуры цен на энергетических рынках, повышает вероятность дефицита ресурсов внутри страны и снижает энергетическую безопасность государства. Рост цен на мировом рынке способствовал наращиванию экспорта, в результате экспорт нефти в 2006 г. составил 180,6% от уровня 1998 г., нефтепродуктов — 192%, экспорт природного газа остался практически на уровне 1998 г. При этом доля экспорта в объеме производства значительно увеличилась: по нефти она составила 53,7% (по сравнению с 46,7% в 1998 г.), нефтепродуктам — 47,3% (33% в 1998 г.), природному газу — 33,2%.
Монополизация отрасли оказывает существенное влияние на состояние МСБ. Свыше 90% запасов нефти и более 80% газа России находится в распределенном фонде. Структура собственности нефтегазового сектора характеризуется высоким уровнем концентрации. Интеграционные процессы, протекавшие в нефтяной промышленности, привели к увеличению уровня монополизма в отрасли. Снижение численности вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) в результате слияний и поглощений сопровождалось увеличением их среднегодовой добычи. В результате доля трех крупнейших нефтяных компаний в общей добыче нефти возросла в 2005 г. до 53% (увеличилась на 30% по сравнению с 1995 г.), менее 10 ВИНК контролируют 95% добычи нефти [5], добыча газа осуществляется только одним предприятием — ОАО «Газпром». Концентрация добычи углеводородов — стратегических ресурсов государства — в одной или нескольких компаниях ограничивает свободную конкуренцию в недропользовании и влияет на снижение темпов воспроизводства сырьевой базы.
Управление государственным фондом недр. Сложившееся состояние минерально-сырьевой базы России в значительной степени обусловлено недостаточной эффективностью управления государственным фондом недр и снижением роли государственного регулирования в области воспроизводства минеральносырьевой базы.
Фактическое отсутствие четкой эффективной политики государства по отношению к недропользователям в области рационального использования недр, нет работающего законодательства по недропользованию. В настоящее время государственная собственность на недра России, по существу, сводится к двум компонентам — лицензированию права пользования участком недр и налогообложению обладателя лицензии. Передаваемый в пользование участок не имеет регистрации как государственная собственность и признаков, присущих объекту недвижимости (недвижимому имуществу) в соответствии со ст. 130 Гражданского кодекса РФ, регистрируется только лицензия. Отсутствие в настоящее время объекта управления обусловливает малоэффективность российской системы государственного управления недропользованием. В качестве объекта управления принимается участок недр (это геометрическая фигура в земной коре ниже почвенного слоя), на который государство выдает лицензию. Именно ее и рассматривают в качестве государственной собственности. Поскольку добытые полезные ископаемые переходят в собственность недропользователей, задачи системы управления собственностью на недра сужаются практически до обеспечения воспроизводства минерально-сырьевой базы, т.е. до подготовки и передачи в пользование участков государственного фонда недр. В этих условиях экономические рамки рентных отношений сужаются в основном до вопросов налогообложения.
Основой правового регулирования недропользования в России является закон «О недрах» [18].
В действующей редакции закона «О недрах» отсутствует четкая адресность нормы, не прописано, что компании, открывшие месторождения в рамках получения лицензии на геологоразведку, имеют приоритетные права для их дальнейшей разработки, что не стимулирует их к инвестированию подготовки ресурсной базы, проведению геологоразведочных работ и приводит к конфликтам с налоговыми органами.
Административные барьеры в области недропользования, связанные с противоречивостью нормативно-правовой базы, межведомственной разобщенностью и возможностью бюрократического влияния по вопросам согласования и утверждения, стали существенным фактором торможения проведения ГРР. Процедуры получения согласований и разрешений чрезвычайно громоздкие и длительные, так сроки получения правоустанавливающих документов составляют от двух до четырех лет [19. С. 36]. Упущения в системе государственного регулирования недропользования в значительной степени связаны с законодательной незакрепленностью ресурсов недр в долгосрочной стратегии государства и отсутствием выстроенной в соответствии с ней минерально-сырьевой политики. Разработанная Инструкция о порядке установления факта открытия месторождения полезных ископаемых, утвержденная приказом МПР от 11 ноября 2004 г. не позволяет ни одному недропользователю получить свидетельство об открытии месторождения, а, следовательно, и лицензии на право пользования открытым за счет собственных средств месторождением.
Действующая налоговая система не стимулирует компании к воспроизводству запасов, поскольку основана на единой для всех ставке НДПИ по внутреннему рынку без учета условий разработки месторождений. Это обусловило зависимость недропользователей от конъюнктуры мирового рынка на углеводородное сырье, не стимулировало их заниматься увеличением нефтеотдачи и переходить на разработку новых месторождений. Стратегия работы нефтяных компаний направлена на интенсивный отбор нефти с минимальными затратами. Наличие значительных запасов и отсутствие системы дифференциации НДПИ позволяет осуществлять выборочную разработку недр, при которой разрабатывались наиболее рентабельные месторождения и самые продуктивные нефтеносные пласты месторождения.
Результатом такой стратегии является высокая доля бездействующих скважин: по нефтедобывающей промышленности она колеблется в пределах 17%, по газовой — 7% от общего фонда скважин. В целом по России неработающий фонд нефтяных скважин в 2004 г. составил почти 24% от общего количества. По отдельным компаниям бездействующий фонд скважин достигает 40—60%. Среди нефтяных компаний наибольший процент бездействующих скважин у «Сибнефти» (56,5%) и ТНК-ВР (38,7%), самый низкий — у «Роснефти» (7,3%).
Кроме того, наблюдается тенденция преждевременного закрытия недропользователями обводненных и низкодебитных скважин, что нарушает лицензионные соглашения и проектные решения, несмотря на запрещение законодательством выборочного отбора нефти. После длительных обсуждений Совет Федерации утвердил поправки в Налоговый кодекс РФ, касающиеся дифференциации НДПИ (1), основная задача которой повысить эффективность недропользования. Льгота направлена на стимулирование активного освоения новых территорий и малорентабельных месторождений, более тщательную отработку остаточных запасов. Однако в настоящее время она не выполняет эти задачи и ставит под сомнение практическую эффективность данного документа. Главный недостаток вводимой системы дифференцированного НДПИ в том, что налоговые льготы вводятся лишь для новых регионов, где практически не ведется разработка полезных ископаемых,
и для регионов с высокой степенью выработанности месторождений. В налоговом законодательстве четко не прописаны механизмы получения льгот, что делает этот процесс очень сложным. Применение пониженной ставки НДПИ предполагает максимально возможный учет продукции нефтяных скважин, однако во многих компаниях отсутствует необходимое оборудование для учета добываемой нефти, позволяющее определять степень выработанности конкретных участков месторождения. В настоящее время лишь две-три российские ВИНК готовы пользоваться льготой [20], остальные, видимо, будут продолжать консервировать истощившиеся месторождения и разведывать не новые территории, а собственные лицензионные участки.
Сокращение объема бюджетного финансирования ГРР на нефть и газ (почти в 2 раза в 2006 г. по сравнению с уровнем 2001 г.) сопровождается значительным увеличением доли недропользователей в структуре финансирования. В настоящее время основной объем финансирования ГРР осуществляется недропользователями — частными компаниями, которые ведут работы преимущественно на лицензионных участках. Их доля в финансировании возросла с 6,6% в 1995 г. до 62,7% в 2006 г. За последнее пятилетие наблюдается устойчивая тенденция увеличения доли финансирования из федерального бюджета: с 4,8% в 2001 г. до 12,8% в 2006 г. при значительном сокращении финансирования из бюджетов субъектов федерации — до 1%.
В 1995—2001 гг. по действующим условиям пользования недрами основной объем ГРР проводился за счет целевых отчислений на ВМСБ, оставляемых в добывающих организациях, при этом региональные власти имели какую-то возможность влиять на процессы геологического изучения недр. С введением 1 января 2002 г. НДПИ были ликвидированы отчисления на ВМСБ, и государство практически утратило возможность контролировать процесс геологического изучения недр. Объем поисково-разведочного бурения на территории РФ составил лишь 57% от достигнутого в 2001 г. [21].
После принятия долгосрочной государственной программы воспроизводства минерально-сырьевой базы России на период до 2020 г. (2) наблюдается постепенное наращивание объемов финансирования ГРР на нефть и газ компаниями. Если в 2004 г. прирост финансирования по сравнению с предыдущим годом составил лишь 5,7%, то в 2005 г. — 30,6% [4], в 2006 г. — 41,3% [25, Ледовских], что обусловлено, прежде всего, активизацией лицензирования пользования недрами. Общий объем финансирования геологоразведочных работ из всех источников в 2006 году возрос на 56,7% по сравнению с 2005 г., ГРР осуществлялись на 808 объектах. В соответствии Долгосрочной программой, 42% бюджетных средств были направлены на углеводородное сырье [24].
В результате проведенных ГРР в 2005 и 2006 гг. годовые приросты накопленных запасов нефти увеличились на 29,5% и 42,5%, соответственно и их доля от объема добычи возросла до 60,6% и 73,5%.
Прирост накопленных запасов природного газа в 2005 г. достиг 35,1% и превысил объем добычи на 9,7%. В 2006 г. произошло снижение прироста запасов газа и их доли от объема добычи на 14,7% и 14,6% соответственно [4]. Однако эффективность вложений средств федерального бюджета в геологическое изуче-
ние недр имеет тенденцию к снижению — с 527 руб. на 1 руб. вложений в 2005 г. до 407 руб. в 2006 г. Это связано в основном с повысившейся сложностью выявления новых месторождений, переходом на освоение географически удаленных и экономически неосвоенных регионов [25].
В 2009 г. на выполнение ГРР запланировано выделить из федерального бюджета 10,1 млрд руб., при этом 54% общих затрат на ГРР концентрируется в пределах Сибирского ФО. Основной объем финансирования приходится на сейсморазведочные работы (5,7 млрд руб.), из них 55% — на СФО [26].
В условиях искусственного антагонизма между государственными регуляторами и недропользователями создана устойчивая среда для нарушений и злоупотреблений, отсутствует надежный контроль за разработкой месторождений, что запрещает либо резко ограничивает возможность согласованной работы по эффективному недропользованию. Следствием невыполнения условий, предусмотренных в лицензионных соглашениях, является выборочный отбор запасов, нарушение проектной сетки разбуривания месторождений.
Выборочное извлечение наиболее продуктивных запасов и залежей месторождения ведет к уменьшению величины коэффициента извлечения нефти (КИН) и безвозвратной потере части запасов. При этом применяется структура остаточных извлекаемых запасов нефти, добыча которых потребует больших затрат. Средняя проектная величина КИН в России снижается и в настоящее время составляет около 33% (табл. 3), в США он достигает 60%. Таким образом, российские компании извлекают лишь 30—35% разведанных запасов нефти, более 65% нефти остается в земле [20].
Таблица 3
Выработанность запасов нефти и обводненность месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [17]
Месторождение Год ввода Проектный КИН, % Текущие извлекаемые запасы, млн т Выработанность начальных извлекаемых запасов, % Обвод- ненность, %
Самотлорское 1969 50,4 878 73 91
Мамонтовское 1970 41,4 132 80 88
Федоровское 1973 34,3 230 68 91
Варьеганское 1974 30,5 73 72 91
Лянторское 1978 23,5 52 78 93
Талинское 1981 28,7 353 22 91
Итого 1 718 91
По мнению экспертов, увеличение КИН на 1% равносильно открытию нового крупного месторождения, рост КИН на 5% мог бы соответствовать добыче 70—80 млн т нефти в год дополнительно.
По сути, недропользователи выступают временщиками, поскольку добываемые полезные ископаемые являются невоспроизводимыми ресурсами, а участок недр предоставляется во временное пользование и должен быть возвращен государству. Поэтому любой инвестор (российский или иностранный) заинтересован в максимальной эксплуатации участка недр, не исключая и его хищническую разработку. Особенностью эксплуатации месторождений является необходимость неукоснительного выполнения требований ТЭО и критериев оптимальной технологии его разработки. Поскольку ГРР являются высоко рисковыми вложениями,
недропользователи предпочитают до последнего разрабатывать имеющиеся площади, нарушая условия финансирования. Только в Ханты-Мансийском АО недофинансирование разработки месторождений от проектных уровней за 10 лет составило около 20 млрд долл. [27]. В 2005 г. не было пробурено более 20 тыс. добывающих скважин, предусмотренных лицензионными соглашениями. Из действующего фонда нефтяных скважин добывается на 25% больше нефти, в результате из месторождения извлекается в 2—3 раза меньше запасов углеводородных ресурсов по сравнению с проектными показателями, происходит потеря запасов в недрах [27]. В 2006 г. Федеральным агентством по недропользованию направлено 198 уведомлений недропользователям, не выполняющим условия лицензий, о возможном досрочном прекращении права пользования недрами. Досрочно прекращено право пользования недрами по 116 лицензиям за невыполнение лицензионных соглашений [25].
В этих условиях экономика недропользования должна быть ориентирована на достижение долгосрочных целей, что обусловливает необходимость государственного регулирования эффективного управления недрами и обеспечения их рациональной эксплуатации.
Устойчивое обеспечение экономики страны углеводородными ресурсами при возрастающем спросе и высокой инерционности минерально-сырьевого комплекса вызывает необходимость совершенствования системы государственного регулирования процесса освоения ресурсов, своевременной подготовки запасов, рационального вовлечения в хозяйственный оборот ресурсов перспективных нефтегазовых провинций (полуостров Ямал, Восточная Сибирь, республика Саха (Якутия), о. Сахалин, шельфы Охотского и северных морей). Их доля в суммарной добыче увеличится с 1,2—1,3% в 2000 г. до 14—18% к 2020 г. по газу и нефти соответственно. В этих условиях стабильное обеспечение потребностей страны углеводородными ресурсами при создании соответствующей им по масштабам и структуре МСБ является стратегической задачей государства и направлено на достижение устойчивого и эффективного развития экономики России, обеспечение энергетической безопасности, что повышает значимость освоения перспективных нефтегазодобывающих районов и требует совершенствования подходов к их прогнозированию.
Выводы. От состояния нефтегазового комплекса России в значительной степени зависит энергетическая безопасность страны. Это вызывает необходимость повышения роли государства в области законодательного закрепления экономико-правового регулирования процесса недропользования в направлении стимулирования воспроизводства запасов, природоохранной политики и привлечения инвестиций.
В области правового регулирования процесса недропользования необходимо:
— создать стабильную законодательную систему с учетом всех проблем, которые тормозят проведение геологоразведочных работ, ускорить принятие нового закона «О недрах»;
— ввести обязательные нормы отчисления капитальных вложений на ГРР и усилить контроль государства за их исполнением;
— включать в лицензионные соглашения на разработку месторождений и проведение геологоразведочных работ экологические нормативы, учитывающие специфику природной среды, а также технологические нормативы рационального режима извлечения углеводородов;
— создать четкую структуру органов, отвечающих за реализацию законодательства по недропользованию на федеральном и региональном уровнях, с конкретным нормативным распределением полномочий и ответственности за качество и сроки принятия решений, обеспечить строгое соблюдение проектных условий;
— определить сроки рассмотрения правоустанавливающих документов в различных согласующих инстанциях, ограничив их до предельно возможного уровня.
В области налогового регулирования целесообразно:
— предоставить недропользователям, участвующим в программах освоения новых месторождений, инвестиционную льготу до выхода на окупаемость с последующим переходом к полному налогообложению, что позволит повысить инвестиционную привлекательность таких программ;
— принять ряд протекционистских мер на государственном уровне по развитию ГРР, пересмотреть вопрос, касающийся периода получения прибыли предприятием с конкретного участка недр;
— объемы добычи должны регулироваться не только рынком, но и государством, необходимо четко регламентировать систему санкций за недостижение уровня добычи или его превышение относительно лимитов, устанавливаемых в проектах разработки месторождений.
Государство должно стать инициатором разработки программ рационального использования недр перспективных нефтегазодобывающих районов, выступить гарантом стабильности условий их реализации и возврата инвестиций, эффективным координатором выполнения мероприятий программы.
ПРИМЕЧАНИЯ
(1) В соответствии с Законом «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса РФ и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов РФ» с 01.01.2007 г. введена нулевая ставка НДПИ для нефтяных месторождений, расположенных в Якутии, Иркутской области и Красноярском крае: сроком на 10 лет для лицензии на право пользования недрами и на 15 лет — для геологического изучения (поисков, разработки). Действие налоговой льготы в отношении того или иного месторождения прекращается при достижении добычи нефти в 25 млн т в год. Кроме того, предусматривается использование понижающего коэффициента к НДПИ при разработке истощенных месторождений со степенью выработанности свыше 80%, максимальное снижение НДПИ — до 30% от стандартной ставки — для месторождений, выработанных на 100%.
(2) В 2004 г. Министерством природных ресурсов России совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти разработана долгосрочная государственная программа воспроизводства минерально-сырьевой базы России по 37 основным видам полезных ископаемых на период до 2020 г. Цель программы — сохранение объема запасов при их возрастающей добыче на уровне 2003 г., по большинству видов полезных ископаемых выход к 2020 г. на уровень полного воспроизводства, а по ряду видов минерального сырья — на существенный прирост [22]. В 2006 г. в Роснедра принята ведомственная целевая программа «Воспроизводство минерально-сырьевой базы (2007— 2009 годы)», целью которой является обеспечение в 2009 году 96% доли простого воспроизводства дефицитных, стратегических и прочих видов полезных ископаемых [23].
ЛИТЕРАТУРА
[1] http://www.mineral.ru/Chapters/Production/Issue/35/Issue_Files.html О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации. Государственный доклад Минприроды РФ, Минэкономразвития РФ и Минэнерго РФ, 2001.
[2] Кривцов А.И., Беневольский Б.И., Минаков В.М. Национальная минерально-сырьевая безопасность: введение в проблему. — М.: ЦНИГРИ, 2000.
[3] Краснов М. Россия пожалела нищих топливом // http://gazeta.ru/2006/05/22/ Ьг_т200448. shtml
[4] http://www.rosnedra.com/article/494.html Основные итоги работы Федерального агентства по недропользованию в 2005 году и задачи на 2006 год в части углеводородного сырья и подземных вод. Доклад заместителя руководителя П.В. Садовника на заседании Коллегии Роснедра. — 23.06.2006.
[5] Трутнев Ю.П. Доклад о долгосрочной государственной Программе изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России. http://www.rosnedra.com/article/ 105.html
[5] Галичанин Е. Не числом, а умением сырья // Мировая энергетика. — 2008. — № 8(44). — С. 20—21.
[7] Орлов В.П. Ресурсный потенциал и государственное регулирование недропользования // Минеральные ресурсы России экономика и управление. — 2006. — № 4.
[8] http://www.opec.ru/news_doc.asp?d_no=61468 Нефти много не бывает — 04.09.2006.
[9] Конторович А.Э. ТЭК Сибири как стратегическая основа социально-экономического развития Сибири // Наука в Сибири. — 2001. — № 137. — С. 12—14.
[10] Регионы России. Социально-экономические показатели: Стат. сб. — М.: Федеральная служба государственной статистики (Росстат), 2007.
[11] Промышленность России. 2005: Стат. сб. — М.: Госкомстат России, 2006.
[12] Российский статистический ежегодник. 2007 г.: Стат. сб. — М.: Федеральная служба государственной статистики (Росстат), 2007.
[13] Воронин А. Государственное регулирование структурных преобразований в ТЭК в условиях глобализации мировой экономики // Экономист. — 2003. — № 10. — С. 3—17.
[14[ Коржубаев А. Новые проекты на старых запасах экономики // Континент Сибирь. — 2007. — № 29. — С. 10.
[15] Конторович А.Э., Коржубаев А.Г. Нефть и газ в энергетической стратегии России // Энергетика предприятия: перспектива развития экономических отношений в условиях реформирования РАО «ЕЭС России». — Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2003. — С. 17—53.
[16] Корзун Е. Большие возможности малых компаний // Мировая энергетика. — 2007. — № 8(44). — С. 12—14.
[17] Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Методы увеличения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири: состояние и перспективы / Институт химии нефти СО РАН. — CD-ROM версия.
[18] О недрах. Федеральный Закон РФ от 3 марта 1995 г. № 27-ФЗ // Законодательные акты Российской Федерации: Природные ресурсы и окружающая среда (Т. 1). — М.: НИА-Природа и РЭФИА, 2001. — С. 265—297.
[19] Ананенко В. Работа сделана, удовлетворения нет сырья // Нефтегазовая вертикаль. — 2007. — № 5. — С. 36—38.
[20] http://www.duma.gov.ru/search/kmpage/80200027/press_club/kom_dobycha_nefty.htm Недостоверные разведанные. Симоненко Р. «Интерфакс-АНИ», специально для «Ъ».
[21] Ананенко В. НДПИ: льготы без льгот // Нефтегазовая вертикаль. — 2007. — № 5. — С. 40—41.
[22] Беленький В.Я. О результатах и основных задачах геологоразведочных работ по оценке и локализации ресурсного потенциала топливно-энергетического сырья // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2003. — № 1—2. — С. 14—19.
[23] http://www.regions.ru/news/1979565/ Доклад «О мерах, предпринимаемых МПР России для развития минерально-сырьевой базы энергетических ресурсов Российской Федерации» Ю. Трутнев, Министр природных ресурсов РФ. — 24.05.2006 11:46.
[24] http://www.mnr.gov.ra/part/?pid=776 Доклад «О результатах и основных направлениях деятельности на 2007—2009 годы». Министерство природных ресурсов Российской Федерации, 2006.
[25] http://www.rosnedra.com/article/1080.html «Итоги работы Роснедр в 2006 году и задачи на 2007 год». Выступление руководителя Роснедр А.А. Ледовских на Коллегии Федерального агентства по недропользованию.
[26] http://www.rosnedra.com/article/1816.html Заседание Научно-технического совета Федерального агентства по недропользованию по рассмотрению проекта перечня переходящих и новых (конкурсных) объектов на 2009 год.
[27] http://www.duma.gov.ru/cnature/publiks/nedra/taras_nedra.htm Тарасюк В.М. Проблемы совершенствования законодательства в сфере недропользования.
[28] Воробьёв А.Е., Балыхин Г.А., Комащенко В.И. Национальная минерально-сырьевая безопасность России: современное состояние и перспективы: Учебник. — М.: Высшая школа, 2007.
THE RUSSIAN OIL-AND-GAS COMPLEX: MINERAL AND RAW MATERIAL SECURITY AND PROBLEMS OF SUBSURFACE USE
N.I. Plyaskina
Institute of Economics and Industrial Engineering (IEIE) of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, pr. Acad. Lavrentieva, 17, Novosibirsk, Russia, 630090
The paper describes the condition of a mineral and raw material resources of the Russian oil-and-gas complex and management of the state fund of mineral resources, subsurface use problems and maintenance of mineral and raw material security are revealed.
Key words: an oil-and-gas complex, mineral resources safety, a bowels, oil, natural gas, a gas condensate, economy, ecology, legal and normative documents..
Пляскина Н.И., доктор экономических наук, ведущий научный сотрудник Института экономики и организации промышленного производства СО РАН (ИЭОПП СО РАН) e-mail: pliaskina@hotmail.com
