Мировой рынок нефти

В Узбекистане построен Ферганский нефтеперерабатывающий завод в 1942 г., расположен основной частью в Фергане. Нефть поступает из Западной Сибири и частично с местных месторождений. Мощность завода - 8,7 млн. т/год, глубина переработки - 79,4%. На заводе наряду с установками первичной переработки нефти работают установка термического крекинга, 2 установки риформинга с неподвижным слоем катализатора, несколько установок замедленного коксования, битумная установка, производство масел. Выпускается большое количество бензинов, дизельного топлива, мазутов, различные масла, битумы, котельное топливо.

В 1987 г. в Узбекистане было образовано производственное объединение «Фергананефтеоргсинтез», в состав которого вошли Ферганский и Алты-Арыкский (бывший Ванновский) НПЗ. С 1991 г. оно становится ГПО «Узбекнефтепереработка» Это объединение в числе других 14 входит в состав Национальной корпорации нефтяной и газовой промышленности «Узбекнефтегаз», созданной в декабре 1992г.

В 1994 г. правительство Узбекистана приняло решение о строительстве Бухарского НПЗ, мощность которого 2,5 млн. т в год он вошел в эксплуатацию в 1999 году.

В Грузии: Батумский нефтеперерабатывающий завод - это небольшой завод, построенный в 1931 г. в г. Батуми. Нефть поступает из Западной Сибири, Грозного, Баку, местных месторождений. Глубина переработки нефти - 62,3%, мощность завода - 5,0 млн. т/год.

В ходе дипломного исследования мы уделили особое внимание изучению рынка нефтепродуктов России, так как более половины рынка нефтепродуктов, Кыргызстана, в частности, автомобильного бензина и дизельного топлива поступают нам именно из России.

Например, "Газпром нефть" через дочернюю компанию "Газпром нефть Азия" работает на территории Кыргызстана около 4 лет, она контролирует примерно 50,5% всего объема реализации нефтепродуктов и 34,6% розничного рынка. "Газпром нефть Азия" на рынке Кыргызстана увеличил общий объем продаж нефтепродуктов с 365 тыс. до 545 тыс. тонн, при этом розничная реализация выросла с 166 тыс. до 205 тыс. тонн.

В силу ограниченности рамок дипломного исследования изучим только рынок автомобильного бензина и дизельного топлива России.

Продолжающийся рост мировой экономики, в т.ч. и российской, стимулирует наращивание использования нефти во всех секторах экономики, включая производство нефтепродуктов и горюче-смазочных материалов для нужд транспорта, отраслей промышленности и электроэнергетики.

При этом, благодаря постоянному совершенствованию технологии переработки нефти, производство светлых нефтяных топлив растет быстрее, чем общий объем переработки. Преимущественно растет производство бензинов, а производство дизельных и печных топлив остается практически на одном уровне.

Россия занимает третье место в мире по производству автомобильного бензина, причем с самым низким показателем выхода бензинов.

В России производят примерно одинаковое количество высокооктановых и низкооктановых бензинов. Структура производства постепенно меняется в сторону высокооктановых бензинов, но сдерживается темпами социально-экономического развития страны.

В настоящее время, в России автобензины вырабатываются на нескольких десятках производств, в основном входящих в вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК). Ниже в таблице 2.2. приведены данные по производству автобензинов в 2012-2013 гг.

Таблица 2.2

Производство автомобильного бензина на российских предприятиях по компаниям Аналитический обзор рынка нефтепродуктов в России. //Нефтегазовое дело №1, 2009 г.

Предприятие, компания	Производство
	2012	2013	2013/2012,%
ЮКОС	4 713,30	5 079,80	107,78%
Башнефтехим	4 584,60	4 651,60	101,46%
ЛУКОЙЛ	3 917,60	4 389,40	112,04%
Сибнефть	3 018,20	3 149,20	104,34%
ТНК	2 492,60	2 577,40	103,40%
Московский НПЗ	1 872,50	1 948,20	104,04%
Славнефть	1 806,20	1 718,50	95,14%
Сургутнефтегаз	1 704,80	1 634,70	95,89%
Газпром	1 185,20	1 328,90	112,12%
СИДАНКО	556,7	590	105,98%
Роснефть	328,8	367,4	111,74%
Группа Альянс	289,9	303,5	104,69%
Татнефть	76	62,2	81,84%
Независимые	1 035,10	1 125,00	108,69%
Прочие	30	52,2	174,00%
РОССИЯ, ВСЕГО	27 611,50	28 978,00	104,95%

На первом месте находятся компании ЮКОС и Башнефтехим, на доли которых приходится по 17-16% от общего объема производства бензина в России, второе место занимает ЛУКОЙЛ с 15%, и на третьем месте идут компании ТНК и Сибнефть (по 9-10%). Остальные компании производят около 30% от общего объема автобензинов.

Анализ региональной структуры показывает, что производство подавляющего объема автобензина (~43%) приходится на Приволжский федеральный округ, за ним следуют Центральный и Сибирский федеральные округа (20% и 19% соответственно), Северо-Западный и Южный ФО (по 6-8%). Явным аутсайдером по производству бензина является Уральский федеральный округ (~1,5%), но в 2002г. он продемонстрировал наибольшие темпы прироста.

Одной из основных причин такого положения является особенность местонахождения НПЗ, которые преимущественно сконцентрированы в европейской части России. Так, предприятия Приволжского, Центрального и Северо-Западного федеральных округов ежегодно производят около 70% от всего объема российских автобензинов.

Россия - фактические данные за ноябрь, предварительные - за декабрь. В соответствии с данными за декабрь, производство нефти в России возросло до 10.99 мб/д, в том числе 10.15 мб/д пришлось на сырую нефть. Государственная компания Роснефть - самый крупный производитель страны с добычей в 3.7 мб/д, принимает срочные меры для остановки падения добычи на месторождениях Западной Сибири. При этом рост добычи в течение месяца пришелся на более мелкие компании. В целом в 2014 году производство нефти в России увеличилось примерно на 50 кб/д за год до нового рекордно высокого уровня за постсоветское время в 10.93 мб/д. При этом рост добычи отмечается шестой год подряд. Добыча нефти в России в 2015 году по прогнозам должна сократиться на 140 кб/д, что отражает последствия от снижения цен совместно с международными санкциями, которые ограничивают ее доступ к рынкам капитала. Последний прогноз по добыче в России отражает понижающую корректировку на 30 кб/д по сравнению с Обзором за прошлый месяц.

Россия погружается в глубокую рецессию. Низкие цены на нефть, ограничения в доступе к технологиям и финансированию, связанные с санкциями, и падение рубля - все это ставит жесткие вызовы перед российским нефтяным сектором и усиливает последствия от естественного падения добычи на зрелых месторождениях. Второй крупнейший производитель нефти среди стран - не ОПЕК получает большую часть доходов бюджета от экспорта углеводородов, и падение цен на нефть будет иметь далеко идущие последствия для ее экономики.

Чистый экспорт из стран бывшего СССР увеличился в ноябре на 50 кб/д в среднем до 9.03 мб/д. Снижение экспорта сырой нефти (-130 кб/д) было возмещено за счет роста экспорта нефтепродуктов (170 кб/д), так как российские НПЗ нарастили переработку. Напротив, добыча сырой нефти не претерпела существенных изменений. Экспорт по Черному морю был самым высоким, но недостаточным для компенсации сокращения экспорта по другим направлениям, в особенности по Балтийскому морю и по системе BTC.

Рост экспорта нефтепродуктов был обеспечен за счет газойля и мазута при снижении экспорта других нефтепродуктов, в частности, нафты. Предварительные данные по движению танкеров говорят о том, что суммарный экспорт сырой нефти из стран бывшего СССР морским путем в декабре снизился, в основном, за счет снижения загрузки терминалов в портах Балтийского моря, что было частично возмещено за счет роста объемов поставок из турецкого порта (BTC).

2.3 Проблемы развития нефтегазового комплекса Кыргызской Республики

В настоящее время общий нефтяной фонд составляет 472 скважины, из них действующих - 325, бездействующих - 143 Общественный рейтинг. Интервью с председателем Совета директоров ОАО “Кыргызнефтегаз” Табылды Орозалиевым.. На сегодняшний день насчитывается 11 действующих газовых скважин, а бездействующих - 27. Все они в основном расположены в месторождениях, находящихся на территориях Баткенской и Джалал-Абадской областей.

Удельный вес добычи сырой нефти и природного газа в объеме промышленного производства составляет 1,2%. Нефтегазодобывающая промышленность Республики базируется (на июнь 2013 года) на 15 разрабатываемых нефтяных и газовых месторождениях, с извлекаемыми запасами нефти 11,6 млн. т и газа - 4,9 млрд. м³, в том числе 7 нефтяных месторождений, 5 нефтегазовых и 3 газовых.

Добыча нефти своего пика достигла в 2010 году и резко стала снижаться за последние два исследуемых года.

Нефтеперерабатывающая отрасль республики на конец 2013 года была представлена двумя действующими предприятиями - совместное предприятие "Кыргыз Петролеум Компани", мощностью 500 тыс. тонн сырья в год, и совместное предприятие "Восток", мощностью 180 тыс. тонн сырья в год. Суммарная мощность перерабатываемого сырья в год составляет 680 тыс.тонн. Расчетная потребность республики в ГСМ составляет 494 тыс. тонн, то есть существующие производственные мощности при их полной загрузке могут полностью удовлетворить потребность республики в нефтепродуктах, учитывая, что одно предприятие располагается в южном регионе, а второе - в северном.

К сегодняшнему дню нефтегазовый комплекс подошел не с внушительными успехами, а с серьезными проблемами.

К числу первых, т.е. проблем, следует, прежде всего, отнести то, что НГК за годы реформ не стал ведущим и одним из наиболее стабильных сегментов всей национальной экономики, который, например, в Казахстане, Узбекистане и России обеспечивает половину экспорта, почти в четверть всех налоговых поступлений бюджет этих стран, и производящим около 80% всех первичных топливно-энергетических ресурсов стран.

В нашем комплексе не сформированы вертикально-интегрированные акционерные общества и компании, которые в своем большинстве должны являться крупнейшими отечественными корпорациями. Эти компании должны были бы хорошо структурированы, на равных конкурировать на внешних рынках с лидерами мировой торговли, накопили бы определенный опыт и, образно говоря, «нашли бы общий язык» и «притерлись» с государством и между собой.

В НГК не оживлена инвестиционная деятельность, не активизировались работы с вводом новых и реконструкцией действующих объектов.

Важнейшей, на мой взгляд, является сейчас проблема эффективности НГК, которая в свою очередь имеет целый ряд аспектов - от узко коммерческих, до общеэкономических, или как говорили раньше, «народнохозяйственных». Причем, в последнем случае очень важно, с одной стороны, весьма четко представлять - что получает от нефтегазового комплекса общество и страна в целом, а с другой - знать, что же получают недропользователи и все те, кто работает в этом непростом и достаточно сложном и весьма рискованном бизнесе.

Только после этого можно соотнести полученные результаты с теми издержками, которые понесла и несет каждая из сторон и, в конечном счете, как-то приблизиться к пониманию эффективности функционирования НГК - и с точки зрения общества, и с точки зрения отдельных компаний.

Точная - количественная - оценка того, насколько эффективен или нет НГК, в настоящее время навряд ли возможна - слишком многие показатели и характеристики функционирования его отдельных звеньев «выпадают» из системы государственной статистики, а некоторые показатели просто непригодны для целей анализа и оценки (например, «стоимость» основных производственных активов нефтегазовых компаний, полученная в результате переоценки с использованием коэффициентов удорожания).

Тем, не менее, есть целый ряд весьма существенных «частных» показателей, которые позволяют судить достаточно обоснованно о том, в каком направлении изменяется эффективность нефтегазового комплекса. К их числу, например, относятся известные любому специалисту НГК показатели конечного извлечения нефти или природного газа, глубина переработки нефти, дебит эксплуатационных скважин, воспроизводственная стоимость новых скважин и т.д. и т.п.

Практически все из этих показателей имеют отрицательную динамику: так, за 2008-2013 гг. среднесуточный дебит нефтяной скважины сократился на 35%, а газовой - на 25%, тогда как удельный расход электроэнергии на добычу нефти вырос на 19%, а расход топлива на ее переработку - увеличился на 28%. Финансовые показатели предприятий КР. НКС. Б. 2001-2008 гг.

Вывод очевиден: добыча каждой дополнительной тонны нефти и кубометра природного газа обходится все дороже, и, следовательно, эффективность всех этапов - от поисков и разведки до переработки углеводородов неуклонно снижается.

Анализируя состояние и проблемы развития нефтегазового комплекса КР, можно утверждать, что имеется две группы такой динамики:

- с одной стороны, объективные, - это слабая разработка недр, неблагоприятное географическое расположение наших основных нефтегазовых месторождений, сложные горно-геологические условия их залегания и т.п. Отсюда - высокие издержки их освоения;

- с другой стороны, субъективные, заключающиеся в отсутствии эффективного государственного регулирования и управления собственностью, в формировании инвестиционного климата, в регулировании процессов недропользования в целом.

В результате нефтяная и газовая промышленность - важнейшие бюджетообразующие отрасли - находятся в неустойчивом состоянии, а ведь их устойчивость могла бы дать гарантированные поступления средств в государственный бюджет, что вследствие поднялся бы уровень не только энергетической, но и экономической безопасности страны.

Противостоять объективным причинам может только одно - опережающее применение передовых научно-технических достижений. Причем, применение передовых научно-технических (в том числе и организационно-экономических) новшеств должно быть постоянным и непрерывным процессом. Мировая практика об этом свидетельствует весьма красноречиво. Однако о применении научно-технических новшеств (включая и их создание), как об устойчивом процессе в нефтегазовом комплексе Кыргызстана, пока говорить не приходится.

И причины этого те же - субъективные, связанные с отсутствием системы государственных приоритетов в данной области, с отсутствием современной системы государственного регулирования нефтегазового сектора экономики.

С проблемой эффективности тесно связана ещё одна проблема - проблема новых крупных проектов, вернее - проблема отсутствия таковых. Несмотря на все меры и усилия, принимаемые и предпринимаемые государством, инвестиционный климат в стране все еще остается, мягко говоря, весьма прохладным, хотя, конечно, определенные позитивные изменения происходят.

Поэтому далеко не случайно, что за последние 5-6 лет и в НГК не было начато ни одного крупного проекта.

А ведь крупные проекты - это, прежде всего крупные инвестиции, которые в конечном итоге и определяют устойчивое развитие нефтегазового комплекса. Именно крупные нефтегазовые проекты вывели в число лидеров по объему привлеченных зарубежных инвестиций в 70-е годы Норвегию, а в последнее время Россию, Азербайджан и Казахстан.

Нам нужны технологии, нужен опыт, нужны передовые организационно-экономические новшества. А они приходят вместе с зарубежными инвестициями.

Значит, наша общая - государства и бизнеса - задача состоит в том, чтобы перейти к такой формуле (или модели) привлечения иностранных инвестиций: «кыргызские ресурсы, сервис + иностранный капитал, технологии, оборудование». И на этой основе - и подготовка и реализация новых крупных проектов (те же "Майли-Су IV-Восточный Избаскент", "Бешкент-Тогап"), и динамичное развитие отечественной науки и машиностроения, и устойчивая динамика нефтегазового комплекса, и рост его социально-экономической отдачи для страны.

Под эти задачи необходимы будут и новые законодательные акты, и активная работа по их подготовке и продвижению.

Еще одна проблема неоснащенность многих нефтегазовых компаний оборудованием и инструментами. Рассмотрим эту проблему на примере АО «Кыргызнефтегаз». В настоящее время в наличии имеется три буровых станка с глубиной бурения до 2500 м и пять станков с глубиной бурения до 5000 м. Станки эксплуатируются уже 10,5 лет при нормативном сроке службы 7,23 года! Еще три станка глубокого бурения требуется доукомплектовать основным оборудованием, которое необходимо приобрести. Потенциальная возможность бурения эксплуатационных скважин глубиной до 2500 м составляет 12 штук в год. Стоимость бурения одной скважины 11 млн. сомов, стоимость приобретения нового комплекта бурового станка -1,5 млн. долларов США (72,0 млн. сомов). В течение года имеющимися станками можно пробурить 20 тыс. погонных метров.

Стоимость одного метра бурения скважин глубиной 3000-5000 м колеблется от 25 до 35 тыс. сомов, приобретение одного станка глубокого бурения 10-15 млн. долларов США (480-720 млн. сомов). А чтобы выполнять все заданные параметры, для АО необходимо приобрести пять станков для бурения эксплуатационных скважин и три станка для бурения глубоких поисково-разведочных скважин. С 1990-х годов АО "Кыргызнефтегаз" испытывало большие финансовые затруднения, в результате чего не приобреталось даже самое необходимое оборудование.

По технологическому транспорту средний возраст автотехники составляет 12 лет, а тракторной техники - 15 лет, при нормативном сроке эксплуатации 8 лет.

Стоимость одного агрегата (АН-700 или ЦА-320) составляет 60-65 тыс. долларов США. Необходимо приобретение 10-12 единиц таких агрегатов.

Нефтепромысловое оборудование: блочно-кустовые насосные станции (БКНС), насосы 9 МГР, станки-качалки, насосно-компрессорные трубы и т.д. находятся в изношенном состоянии с давно прошедшим нормативным сроком эксплуатации. Все это оборудование требует замены. Стоимость одного БКНС - 30-35, 9 МГР - 17-25, станка-качалки составляет 16-20 тыс. долларов США, при потребности, соответственно - 4, 70, 50 штук.

Для приобретения нефтепромыслового оборудования потребуется 120 млн. сомов. Все эти приобретения необходимо сделать в течение ближайших 1-1,5 года в период стабилизации добычи нефти и для обеспечения дальнейшего наращивания объемов добычи.

Технико-экономические расчеты самого АО показывают, что для дальнейшего наращивания объемов добычи нефти потребуются финансовые средства на бурение эксплуатационных скважин в объеме 210 млн. сомов ежегодно.

При этих условиях возможно ежегодное увеличение добычи нефти и достижение к 2005 году объема добычи в 190,0 тыс. тонн, с обеспечением добычи в 2010 году до 226,0 тыс. тонн.

Относительно более высокая перспективность НГК по сравнению с другими отраслями создает иллюзию его долгосрочного и устойчивого благополучия и делает комплекс постоянным и основным донором бюджета. Однако влияние предыдущих затрат может закончиться очень скоро (подходит к концу период получения эффекта от осуществленных ранее инвестиций) и существует опасность обвального выбытия старых фондов и закрытия большого числа скважин в связи с их ухудшающейся рентабельностью, в том числе под воздействием изменяющихся экономических условий. Учитывая, что НГК может стать бюджетообразующей отраслью и главным экспортером страны, и его состояние самым непосредственным и быстрейшим образом может сказаться на социально-экономическом положении страны, необходимо заблаговременно формировать стратегию противодействия нарастанию отмеченных негативных явлений, часть которых являются объективно обусловленными.

В основе сегодняшних проблем НГК лежит сочетание природных факторов (труднодоступность, истощение недр), последствий изменения экономических отношений и системы управления и острым дефицитом финансово-экономических и правовых рычагов для решения этих проблем, к важнейшим из которых относятся следующие:

- финансовая дестабилизация в отраслях НГК из-за обвального роста неплатежей со стороны потребителей жидкого и газообразного топлива, ведущая к росту задолженности предприятий НГК перед поставщиками, а также в бюджеты всех уровней и внебюджетные фонды;

- дефицит инвестиций, особенно острый в условиях прогрессирующего старения и высокой изношенности основных фондов, приводящий к некомпенсируемому выбытию производственных мощностей и сокращающий возможности не только расширенного, но и простого воспроизводства, и неблагоприятный в целом инвестиционный климат, не создающий для потенциальных отечественных и иностранных инвесторов склонности к инвестициям;

- высокие издержки и слабая восприимчивость к достижениям НТП для их снижения;

- ухудшение процессов воспроизводства сырьевой базы комплекса, вызванное резким сокращением объемов геолого-разведочных работ, с одной стороны, и отсутствием экономических стимулов к наращиванию ресурсного потенциала разрабатываемых месторождений за счет продления периода их рентабельной эксплуатации и увеличения нефтеотдачи, с другой стороны;

- политика ценообразования на продукцию НГК, приводящая к нарушению оптимальных ценовых пропорций как между ценами на различные энергоресурсы, так и между ценами на углеводороды и другие товары;

- фискально-ориентированная налоговая политика в НГК, не нацеленная на достижение максимального инвестиционного эффекта при разработке нефтегазовых месторождений, приводящая к уменьшению сроков разработки, величины рентабельно извлекаемых запасов, накопленных налоговых поступлений и других прямых и косвенных эффектов;

- недостаточно диверсифицированная институциональная структура НГК и низкая эффективность государственного регулирования комплекса, оборачивающаяся в значительном числе случаев упущенной выгодой государства и инвесторов.

При выработке единой долгосрочной государственной стратегии в нефтегазовом секторе, необходимо обеспечить системный подход, без чего не представляется возможным создание условий, балансирующих в достаточной степени противоречивые интересы сторон инвестиционного процесса (государства, компании-инвестора, поставщиков товаров и услуг, представителей финансово-банковского сообщества). Только на этом пути возможно создание благоприятного инвестиционного климата, обеспечивающего стабильные, разумные и прозрачные правила взаимодействия государства и хозяйствующих субъектов, что является необходимым условием поступательного развития воспроизводственных процессов в нефтяном и газовом секторах экономики КР и залогом энергетической и финансовой безопасности страны.

Рассмотрим наиболее три существенные, на наш взгляд, проблемы

1. Финансовая дестабилизация -- неплатежи.

Важнейшим фактором ухудшения финансово-экономического состояния НГК является проблема неплатежей. Темпы роста кредиторской задолженности по-прежнему превышают темпы роста задолженности дебиторской. Отрасль живет в кредит, но при этом сама вынуждена кредитовать другие отрасли и государство поставками своей продукция (см. табл. 2.3).

Таблица 2.3

Финансовые показатели предприятий по производству нефтепродуктов (млн. сомов) Таблица составлена по данным годовой публикации НСК КР. Финансы предприятий КР 2003-2008.с.56.

	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Дебиторская задолженность	209,5	259,3	226,5	205,6	160,6	220,1
Кредиторская задолженность	300,5	177,7	168,1	196,2	206,7	117,6
Коэффициент ликвидности текущей задолженности (отношение дебиторской к кредиторской)	0,69	1,46	1,35	1,05	0,78	1,87

Из вышеуказанной таблицы видно, что в 2009, 20010 и 2011 годах коэффициент текущей ликвидности показывает, что предприятия по производству нефтепродуктов были в полной мере платежеспособны.

Преодолению кризиса неплатежей и упорядочению денежного обращения в народном хозяйстве, увеличению денежной составляющей в оплате продукции (работ, услуг), в том числе энергоресурсов, и устранению причин, вызывающих образование и рост задолженности потребителей продукции (работ, услуг), могут способствовать:

- при реализации продукции НГК на внутреннем рынке республики и при ее поставках в страны СНГ процент оплаты налогов “живыми” деньгами во все уровни бюджетов производить пропорционально объему выручки в денежном выражении от реализации энергоресурсов. Остальную часть оплачивать поставками материально-технических ресурсов под местные нужды;

- осуществлять прямые расчеты между поставщиками и потребителями энергоресурсов путем списания задолженностей потребителей в счет уплаты поставщиками налогов в бюджеты всех уровней;

- в счет платежей в бюджеты осуществлять поставку материально-технических ресурсов, в том числе энергоресурсов, для нужд потребителей, финансируемых из республиканского и местных бюджетов, для чего в бюджетах учитывать это как в доходной, так и в расходной частях. В этих целях можно запустить механизм связанного товарного кредитования республиканского бюджета;

- не допускать принятия законодательных и нормативных актов, предусматривающих прямое изъятие средств у компаний НГК путем введения льготных цен для отдельных категорий потребителей (сельскохозяйственных предприятий, производителей минеральных удобрений и др.).

2. Дефицит инвестиций и инвестиционный климат

Динамичное развитие отраслей ТЭК до 1988 г. обеспечивалось в основном за счет направления в этих целях значительных объемов государственных централизованных капитальных вложений при среднегодовом их приросте до 10%. Начиная с 1989 г., в связи с переходом на новые условия хозяйствования и дальнейшим переводом отраслей на самоокупаемость и самофинансирование, объем государственных инвестиций резко сократился. В 1998 г. доля этого источника в общем объеме капитальных вложений по комплексу составила 0,6%, а без учета господдержки угольной промышленности -- 0,1%.

Необходимо проведение быстрейшего и радикального улучшения кыргызского законодательства и формирование институциональной среды, обеспечивающей баланс интересов государства, производителей и потребителей, с одной стороны, и платежеспособный спрос потребителей и склонность производителей к инвестициям, с другой. Учитывая высокую капиталоемкость и инерционность НГК, сегодняшние решения по либерализации инвестиционного климата в Кыргызстане должны быть более радикальными, чем на старте экономических реформ в стране.

Либерализация, повышение гибкости и адаптивности налогового режима и снижение рисков инвестиционной деятельности (в первую очередь - институциональных, то есть зависящих от механизма и институтов принятия решений государством) есть необходимый элемент повышения инвестиционной привлекательности Кыргызстана. К сожалению, фондовый рынок республики развивается очень слабо, и этот момент сужает возможности корпоративного финансирования, то есть привлечение инвестиций под гарантии кыргызских компаний. Остается единственная возможность привлечения инвестиций, причем не финансовых, а прямых инвестиций, являющихся носителями НТП, от стратегических инвесторов на долгосрочной основе. Это - проектное финансирование, то есть привлечение инвестиций на реализацию конкретного проекта, где возврат инвестиций обеспечивается за счет финансовых потоков, генерируемых самим проектом.

Преодолению кризиса инвестиций в НГК способствовало бы:

* временное освобождение от уплаты таможенных пошлин и НДС на ввозимое импортное оборудование, используемое при реконструкции и модернизации предприятий НГК, на срок его окупаемости при отсутствии конкурентоспособных кыргызских аналогов;

* формирование системы экономического стимулирования производства экологически чистых моторных топлив и других нефтепродуктов;

* обеспечение в законодательном порядке защиты интересов производителей нефтепродуктов за счет снижения налогового бремени путем переноса части налогов на потребителей нефтепродуктов;

* освобождение от налогообложения всей прибыли компаний, идущей на рефинансирование инвестиций;

* введение инвестиционного налогового кредита;

* формирование механизма финансирования инвестиционных проектов на условиях СРП, обеспечиваемого государственной долей прибыльной нефти (кредиты под гарантию международных финансовых организаций, облигационные займы);

* предоставление государственных гарантий по инвестиционным займам компаний, не имеющих бюджетной задолженности, на основе заключения с ними долгосрочных договорных соглашений, обеспеченных активами компаний или поставками продукции, источниками получения которой являются эти инвестиционные займы;

* формирование института “проектных” государственных гарантий, обеспеченных будущей государственной долей прибыльной нефти в проектах СРП;

* полное правовое обеспечение Закона КР “О соглашениях о разделе продукции при недропользовании” г. Бишкек от 10 апреля 2002 года №49 необходимыми нормативными документами, ускорение и упрощение законодательных процедур пополнения перечня месторождений, разрабатываемых на условиях СРП.

3. Высокие издержки и слабая восприимчивость к достижениям НТП.

Во всем мире происходит интенсивное снижение издержек (в среднем по миру примерно на 1 дол./баррель в год), в первую очередь, в результате интенсивного применения революционных достижений НТП, особенно в районах добычи наиболее дорогостоящей нефти (глубоководные морские акватории, арктические районы, методы повышения нефтеотдачи и пр.). Основное снижение издержек произошло в районах добычи наиболее дорогих углеводородов за счет мультипликативного эффекта от применения таких революционных технологий, как трехмерная сейсмика, бурение горизонтальных скважин, отказ от использования стационарных морских платформ на больших глубинах моря (полупогружные платформы и платформы на натяжных тросах, подводное закачивание скважин), развитие компьютерных технологий. Гавва Р.В. Нефтегазовый комплекс как системообразующая детерминанта российской экономики. Канд. Дисс. М. 2007. стр. 19

Происходит заметная либерализация налоговых режимов в большинстве нефтедобывающих стран, особенно со сравнительно высокими издержками добычи (гибкое налогообложение, как правило, со скользящей шкалой в зависимости от экономической эффективности разработки месторождений, т.е. проектно-ориентированное налогообложение, предмет налогообложения - прибыль, а не валовая выручка). Это обеспечивает получение компаниями приемлемой прибыли и сохранение склонности к инвестициям, даже при значительном снижении цен на нефть.

Для снижения издержек необходимы инвестиции, являющиеся носителем НТП. Для снижения налогов и нормы прибыли, величина которой адекватна совокупности рисков инвестиционной деятельности, необходимы институциональные изменения. При этом сначала в стране должны произойти институциональные изменения, которые создадут приемлемые условия для осуществления инвестиционной деятельности: уменьшение уровня налогов, создание эффективной системы их взимания, которая будет учитывать отсутствующий в других отраслях “природный фактор” и стадию “естественной динамики”, на которой находятся те или иные нефтегазовые проекты, плюс к этому законодательное сокращение институциональных рисков инвестиционной деятельности (речь не идет о коммерческих рисках). Только после этого можно говорить о широкомасштабных инвестициях - носителях НТП - как необходимой предпосылке сокращения издержек и повышения конкурентоспособности кыргызских углеводородов.



Глава 3. Перспективы развития нефтяного рынка в мире и Кыргызстане

Тема падения цен на энергоресурсы стала лейтмотивом всего 2014 года. Неожиданный рост нефтедобычи и слабый мировой спрос за 6 месяцев с июня обвалили цену почти в 2 раза - со $115 до $60 за баррель. Такого шока мировая экономика не испытывала уже давно. Кто выиграл, а кто проиграл от такого развития событий? Поможет ли дешевое сырье разогнать колеса мирового экономического роста?

Как показывает история, нефтяные шоки зачастую оборачиваются для мировой экономики позитивом. Например, обвал котировок в 1986 году ускорил глобальный экономический рост в 1988 году до 4.6%. Падение цен в 2008 году также помогло экономике выровняться в течение следующих нескольких лет. Согласно исследованию Oxford Economics, падение цены на каждые $20 приводит к ускорению роста мировой экономики на 0.4% в течение следующих 2-3 лет. Таким образом, низкие цены могут помочь скомпенсировать прогнозируемое многими маститыми экономистами замедление глобального экономического роста в ближайшие годы.

Очевидно, что влияние на мировую экономику не будет однородным. В плюсе останутся страны-потребители энергоресурсов, зависимые от импорта. В первую очередь, это развивающиеся страны, не богатые сырьем и страдающие от высокой инфляции, например, Индия и Индонезия. Сложившаяся конъюнктура выгодна и для Китая - крупнейшего на сегодняшний день потребителя нефти.

США, которые все еще остаются чистым импортером нефти (стоимость чистого импорта в июле 2013 - июле 2014 гг. составила $200 млрд.), также выигрывают от дешевого сырья. Безусловно, сложившаяся ситуация вызовет проблемы у компаний, занимающихся добычей сланцевой нефти, но аналитики Goldman Sachs уверяют: это будет стоить Штатам не более 0.1% ВВП.

График 3.1 Крупнейшие нефтепроизводители

График 3.2 Крупнейшие импортеры и экспортеры нефти

Японии дешевая нефть также идет на пользу. Только представьте: падение цен на 30% позволило государству сэкономить столько же денег, сколько поступило в бюджет от повышения налогов в апреле. Определенный позитив наблюдается и в еврозоне, не просто так глава Бундесбанка Йенс Вайдеманн назвал падение цен «мини-стимулированием» для экономики региона. Однако для Японии и еврозоны возможны негативные последствия: низкие цены на сырье затрудняют борьбу правительств этих стран с низкой инфляцией. При средней цене в $60 за баррель в 2015 году инфляция в 13 странах еврозоны упадет ниже нуля.

Между тем, экономические перспективы стран-экспортеров выглядят довольно безрадостно. Хуже других будут чувствовать себя не сумевшие создать из своих нефтегазовых доходов хорошую «финансовую подушку» страны - Венесуэла, Россия, Иран. Обвал рубля во втором полугодии 2014 года наглядно отображает высокую корреляцию состояния сырьевой экономики с нефтяными котировками. Нефтеэкспортеры будут «болеть» до тех пор, пока цены не достигнут дна. В этом контексте есть чему поучиться у Саудовской Аравии - во времена дорогой нефти страна накопила в фондах суверенного благосостояния значительные средства, которые позволят ей комфортно просуществовать при низких ценах еще 2-3 года.

Любопытный факт: 10 крупнейших стран производителей и потребителей нефти отвечают за 6.5% мирового ВВП, а 10 крупнейших стран экспортеров, включая Европу, США, Китай и Японию, в сумме создают 65% мирового ВВП. Очевидно, что на общемировой чаше весов позитив перевешивает.

График 3.2 2015: Прогнозная динамика ВВП нефтезависимых экономик

Перспективы 2015 года

В конце декабря цена на нефть марки Brent нашла поддержку в районе $60 долларов за баррель. Наверное, наиболее острый вопрос для экономики сегодня - цена уже достигла своего дна или возобновит движение по наклонной в новом году? Саудовская Аравия, в руках которой сконцентрирована львиная доля всех резервных мощностей ОПЕК, остается непреклонной: необходимости сокращать объемы добычи страна не видит. Более того, если понадобится для удержания доли рынка, саудиты готовы пойти на наращивание объемов. Такая риторика ломает прежнюю модель нефтяного рынка, в которой ОПЕК защищал интересы всех своих участников и присматривал за ценами. В этом свете ценовые перспективы на ближайшие полгода - до следующего планового заседания ОПЕК в июне - выглядят довольно пессимистично. Высока вероятность, что в ближайшие месяцы мы увидим просадки и к $40, и к $30 долларам за баррель: речь идет не столько о поиске справедливой цены, сколько об экономической войне.

В сложившейся ситуации надеяться на возвращение котировок выше $100 за баррель не стоит, но во второй половине года возможно восстановление к уровням в $70-80 долларов. Богатые страны Персидского залива не могут бесконечно «давить» на цены - это чревато ростом социальной напряженности в регионе. Либо эти игроки будут вынуждены смягчить риторику, либо поддержку ценам окажут новые «арабские весны». Общее оживление мирового спроса на фоне позитивного экономического эффекта от дешевого сырья и падение добычи сланцевой нефти обещают устранить излишек между предложением и спросом на нефтяном рынке.

Согласно базовому сценарию Morgan Stanley, в 2015 году средняя стоимость нефти составит $70, а в 2016 году - $88 за баррель. В рейтинговом агентстве Fitch дают еще более оптимистичные оценки - $83 и $90 за баррель, соответственно.

Нефтяной рынок является базовым сегментом экономики ведущих стран мира, почему бы не сделать так чтобы этот рынок стал и базовым для экономики нашей республики, чтобы закладывать основы ее долгосрочного и стабильного развития. Мы обладаем различными условиями и предпосылками для развития отдельных звеньев рынка. Эффективность последнего во многом будет зависеть от взаимосвязи и пропорциональности этих звеньев.

Таблица 3.1

Оптимистический вариант развития производства нефтепродуктов в Кыргызстане (млн. сом)

	2005	2010	2015 (прогноз)	2020 (прогноз)
Производство валового внутреннего продукта	203472,7	379176,9	504881,1	2613331,5
Производство нефтепродуктов	554,5	1078,6	3035,7	17745,7
в % к ВВП	0,27	0,28	0,6	6,8

Из вышеприведенной таблицы видно, что к 2020 году объем производства нефтепродуктов при наращивании добычи собственной нефти будет давать 6,8% ВВП.

Но для этого по нашему мнению нам необходимо выработать единую Концепцию развития нефтяного рынка (далее НР) на период до 2030 года. Эта Концепция должна стать документом, отражающим общую стратегическую линию государственной политики в НР указанный период времени. В Концепции должны быть рассмотрены цели, задачи и приоритеты развития НР с учетом влияния геополитических факторов и факторов внутреннего и внешнего рынков, а также меры и механизмы ее реализации.

Главной целью Концепции, по нашему мнению, должно стать обоснование создания единого НР страны способного обеспечить нас не только углеводородным сырьём, но и нефтепродуктами, продуктами газонефтехимии - конкурентоспособными как на внутреннем, так и внешнем рынках стран Центрально-азиатского региона.

Для достижения цели необходимо с учетом реализации «Программы развития нефтегазовой отрасли Кыргызской Республики до 2015 года», а также «Программы развития промышленности Кыргызстана на среднесрочную перспективу на период до 2015 года» и обеспечить решение следующих основных задач:

- дать прогнозные оценки уровня добычи нефти и газа в республике в средне- и долгосрочной перспективе с учетом предполагаемой нефтегазоразведки;

- оценить перспективы внутреннего потребления нефти, нефтепродуктов и газа, на основе расчетов оптимального топливно-энергетического баланса республики, с учетом рациональной его структуры.

Провести обоснование:

- создания собственной производственно-транспортной инфраструктуры для разведки, добычи и переработки углеводородов в целях обеспечения сырьем и нефтепродуктами;

- формирования новых отраслей экономики: нефтехимической, нефтеперерабатывающей, газовой, химической, нефтегазового машиностроения;

- создания системы газоснабжения, газификации населенных пунктов, промышленных, сельскохозяйственных и других предприятий;

- создания транспортных коридоров для передачи по магистральным нефтегазопроводам углеводородного сырья на переработку и экспорт в страны ЦАР;

- организации подготовки и переподготовки специалистов в учебных заведениях республики, и формирования научно-исследовательских и проектно-конструкторских центров по изучению проблем комплексного использования углеводородов и для проектирования объектов комплекса;

- создания условий для привлечения отечественных и иностранных инвестиций для реализации программы создания единого НГК;

- создания международного консорциума по планированию, организации и реализации основных проектов развития кыргызского НГК.

Основными инструментами, необходимыми для достижения цели и решения задач должны стать:

- стимулирование инвестиционной и инновационной активности в нефтегазовой и нефтехимической отраслях республики;

- совершенствование законодательства КР с целью создания благоприятных условий для развития НГК;

- проведение институциональных преобразований для более эффективного управления механизмом создания и совершенствования НГК и повышения его эффективности.

Основные предпосылки создания НГК в КР

Благоприятные предпосылки, факторы развития комплекса:

- наличие достаточной сырьевой базы нефти, газа в ряде районов;

- большие собственные потребности в нефтепродуктах и газе;

- необходимость совершенствования и оптимизации регионального топливно-энергетического баланса с увеличением доли газа и гидроэнергетики;

- уникальное географическое положение создает широкие возможности экспорта как нефти и газа, так и продуктов их переработки;

- наличие учебно-научной базы для подготовки инженерных кадров, для разработки новых технологических и технических решений.

В современных условиях рыночной экономики участие науки в развитии НГК является решающим фактором поддержания конкурентоспособности продукции отечественной промышленности. Перед нефтегазовой наукой ставятся такие важные задачи, как обеспечение максимального энерго- и ресурсосбережения, снижение отрицательного воздействия на окружающую среду, обеспечение безопасности ведения технологических процессов.

Научный потенциал НР в настоящее время незначителен и представлен только Национальной академией наук КР. Научно-техническая деятельность этой организации не оказывает существенного влияния на состояние НР. Снизилась роль НАН КР как головного научного центра, утрачена возможность концентрации научных сил на приоритетных направлениях. Это вынуждает предприятия ориентироваться главным образом на современные импортные технологии и оборудование.

Подготовка квалифицированных кадров для НР осуществлялась ведущими нефтегазовыми университетами Европейской части страны и Западной Сибири, в Кыргызстане практически не велась. Для успешной реализации программы подготовки специалистов необходима как поддержка государства, так и предприятий НР.

На среднесрочную перспективу основными целями в научно-технической, образовательной и инновационной сфере должны стать:

- комплексное техническое перевооружение нефтегазового сектора экономики;

- стимулирование инновационной деятельности в НР, направленной на разработку и внедрение новых ресурсосберегающих высокоэффективных технологий;

- развитие кадрового потенциала в научно-исследовательской сфере;

- создание центров подготовки и переподготовки специалистов для НР.

Для достижения поставленных целей в НР необходимо:

- повышение уровня участия науки и образовательных учреждений в развитии НР, усиление интеграции с предприятиями;

-концентрация научно-технического потенциала НР, которая позволит направить усилия нескольких коллективов на решение конкретных перспективных задач;

- создание благоприятных условий для привлечения молодых специалистов в научно-техническую и образовательную сферы.

Механизмами реализации политики в научно-технической, образовательной и инновационной сфере, по нашему мнению должны стать:

- концентрация бюджетных и внебюджетных средств для создания и реализации инновационных продуктов;

- реорганизация государственных предприятий НР для повышения эффективности управления научно-техническим комплексом;

- сотрудничество с ведущими высшими учебными заведениями, создание научно-образовательных комплексов для привлечения молодых специалистов в науку и образование.

Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов относится к одной из глобальных проблем современности. НР является значительным источником загрязнения окружающей среды. Загрязнение окружающей среды может происходить при обустройстве нефтяных и газовых месторождений, транспорте нефти, нефтепереработке и на предприятиях нефтехимии и газопереработки, как в период эксплуатации, а особенно - при авариях.

Кыргызстан имеет ряд специфических особенностей, которые необходимо учитывать при разработке природоохранных мероприятий: сейсмичность, низкие отрицательные температуры, высокая уязвимость природных систем. Все это создает условия большей вероятности аварий и больших последствий, чем в других регионах страны. Для успешной ликвидации и предотвращения возможных аварий в НР должно быть предусмотрено обязательное страхование рисков и создание специального фонда отчислений для снижения антропогенной нагрузки на окружающую среду в районе расположения предприятий НР.

Достижение экологической безопасности в НР должно предусматривать совершенствование нормативно-правовой базы природоохранной деятельности, а также создание государством условий и предпосылок для внедрения нефтегазовыми и нефтехимическими предприятиями ресурсосберегающих и экологически чистых технологий. Это позволит уменьшить отрицательное воздействие на окружающую среду и улучшить экологическую обстановку в зоне действия предприятий НР.

В соответствии с единой государственной политикой в области экологии, направленной на охрану окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов, необходимо обеспечить:

- снижение токсичных выбросов загрязняющих веществ и отходов при увеличении добычи, транспорте и переработке нефти и газа за счет внедрения передовых технологических процессов, нового оборудования и материалов;

- безаварийную работу оборудования нефтегазовых и нефтехимических предприятий, что позволит избежать чрезвычайных ситуаций;

- выработку необходимых критериев оценки ущерба от загрязнений углеводородами и продуктами их переработки;

- приведение кыргызских правил и нормативов промышленной безопасности к международным стандартам;

- совершенствование системы управления охраной окружающей среды в отрасли и ее адаптация к международным стандартам;

- повышение экологической культуры работников НР.

Экспортная деятельность в значительной степени определяет функционирование многих нефтегазовых и нефтехимических компаний. В последние годы за рубеж поставляется в основном в сырье - газ и нефть. Сырьевая направленность экспорта существенно снижает эффективность внешнеэкономической деятельности. Часть нефтепродуктов, вывозимые из Кыргызстана, перерабатываются за рубежом и возвращаются на рынок в виде продукции с высокой добавленной стоимостью (изделия из пластмасс, волокон и т.д.). Однако высокая доля экспорта в структуре совокупного спроса на нефть и газ обусловлена низкой платежеспособностью внутреннего рынка. В этих условиях экспорт для предприятий НР является одним из основных путей поддержания производственного потенциала и извлечения прибыли. Такая экспортная политика делает экономику зависимой от стоимости нефти и газа на мировом рынке. Поэтому целесообразна диверсификация экспорта.

Стратегической задачей НР в сфере внешнеэкономической деятельности является достижение максимально возможного объема экспорта нефти, газа и нефтепродуктов без ущемления интересов внутренних потребителей, а также увеличение в структуре экспорта доли продуктов глубокой переработки нефти и газа, а также конкурентоспособной продукции нефтехимии и химии.

Строительство нефтеперерабатывающих заводов, предприятий нефтехимии, заводов по производству пластмасс и удобрений позволит экспортировать продукцию с высокой добавленной стоимостью, что обеспечит экономический и геополитический вес республики.

Эффективность развития нефтеперерабатывающего производства в современных условиях обусловлена не столько институциональной его структурой и ее изменением, сколько степенью технической оснащенности и уровнем научно-технического прогресса, соответствием производственной структуры спросу потребителей на продукты нефтеперерабатывающего производства, качеством и производительностью труда, заинтересованностью работников в результатах своей деятельности, потенциалом в обеспечении инвестиционными ресурсами и прочим.

Институциональное реформирование предприятий по переработке нефтяного сырья внесло бы значительные изменения в организацию производства и труда, методы хозяйствования, что повлияло на ускорение внедрения высокотехнологичных производственных процессов, являющихся главенствующими в увеличении экономической эффективности нефтеперерабатывающего производства и роста его конкурентоспособности.

Растущая конкуренция на мировых рынках сбыта продукции нефтеперерабатывающего производства требует поиска новых технологических, производственно-технологических, финансовых, экологических и управленческих решений.

Равенство многих конкурирующих предприятий требует кардинальной реорганизации всех направлений деятельности нефтеперерабатывающего производства, выработки не только стратегии минимизации затрат, но и оптимизации маркетинговых исследований, диверсификации производства и развития новых видов бизнеса.

В настоящее время во всем мире происходит консолидация и интеграция предприятий нефтедобычи, нефтепереработки и торговли путем приобретения акций, слияния, поглощения, кооперации и так далее.

Развитие нефтеперерабатывающего производства в этом направлении дает возможность его коренной модернизации на основе последних достижений научно-технического прогресса, что приводит к:

- снижению средних удельных издержек за счет роста масштабов производства в результате его комбинирования и диверсификации;

- экономии на транзакционных издержках за счет сокращения

производственных отношений и перевода их во внутрипроизводственные связи;

- повышению фондоотдачи продукции за счет увеличения использования производственных мощностей и объектов инфраструктуры;

- повышению выхода целевых продуктов из единицы нефтяного сырья;

- экономии всех видов ресурсов.

Экономическая эффективность диверсификации производства обусловлена рациональным использованием менеджмента, рабочей силы и средств производства, включая энергетические мощности, а также коммуникационного и транспортного хозяйства, то есть экономией живого и прошлого труда.

Диверсификация нефтеперерабатывающего производства позволяет:

- снизить коммерческий риск за счет увеличения ассортимента выпускаемой продукции, сокращения постоянных издержек и капитальных затрат;

- блокировать конкуренцию;

- широко использовать прогрессивные технологии;

- экономить на издержках, обусловленных увеличением масштабов

производства и его рационализацией;

- преодолевать ограничения и торговые барьеры.

В нефтеперерабатывающем производстве диверсификация может осуществляться по территориальному и отраслевому принципу.

Территориальный основан на производственном единстве, когда все подразделения производства размещаются на одной территории. Отраслевой принцип базируется на технико- и финансово-экономическом единстве всех элементов и участков диверсифицированного производства. В этом случае отдельные производства могут быть территориально разобщены, а их единство, когда продукты одного производства служат сырьем другого, обеспечивается главным образом централизацией управления капиталом и затратами. Будет как новенький // Нефть и капитал. - 2004. - №7-8.

...