№ 4 (52)/2002

Из постановления Коллегии Счетной палаты Российской Федерации от 24 декабря 2001 года № 46 (282) "О результатах проверки "Состояние и развитие нефтяного комплекса России в 1998-2000 годах и его влияние на формирование федерального бюджета Российской Федерации": Утвердить отчет о результатах проверки. Направить информационное письмо в Правительство Российской Федерации с учетом состоявшегося обсуждения. Направить отчет по результатам проверки с приложением актов в Государственную Думу, Совет Федерации и полномочным представителям Президента Российской Федерации в Приволжском и Уральском федеральных округах. Изложить название данной проверки в следующей редакции: "Влияние развития нефтяного комплекса России на формирование федерального бюджета Российской Федерации".

ОТЧЕТ
по проверке влияния развития нефтяного комплекса России на формирование федерального бюджета Российской Федерации

Основание проверки

План работы Счетной палаты Российской Федерации на 2001 год (п. 1.6.106).

Цель проверки

Развитие нефтяного комплекса России и его влияние на формирование федерального бюджета Российской Федерации.

Объекты проверки

ОАО "АК "Транснефть", ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" и его дочернее предприятие ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь".

В ходе проверки были получены и изучены законодательные, нормативные и отчетные документы Минэнерго России, МПР России, Мингосимущества России, Минфина России, МАП России, МНС России, ФЭК России, ГТК России.

При подготовке отчета использованы материалы Счетной палаты Российской Федерации по результатам проверок ОАО "НК "Роснефть" и его структурных подразделений (ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз", ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз", ОАО "Роснефть-Туапсинский НПЗ", ОАО "Роснефть-Туапсенефтепродукт"), ОАО "НГК "Славнефть" и его дочерних предприятий (ОАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", ОАО "Славнефть-Мегион"), информация нефтяных компаний ОАО "НК "ЮКОС", ОАО "Сургутнефтегаз" и администрации Ханты-Мансийского автономного округа.

Краткая характеристика нефтяного комплекса страны

В течение многих лет нефтегазовый комплекс (далее - НТК) является основой энергоснабжения страны и одним из ее важнейших народно-хозяйственных комплексов. Сегодня НТК обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных энергоресурсов и 4/5 их производства и является главным источником налоговых (около 42% доходов федерального бюджета) и валютных (около 46 %) поступлений государства. На долю НТК приходится более 12 % всего промышленного производства России, число работников комплекса составляет более 3 % населения страны.

Структура нефтяного комплекса сформировалась в соответствии с Указами Президента Российской Федерации от 1.07.92 г. № 721 "Об организационных мерах по преобразованию государственных предприятий, добровольных объединений государственных предприятий в акционерные общества" и от 17.11.92 г. № 1403 "Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения" в результате преобразования государственных предприятий и организаций нефтяного комплекса в акционерные общества и проведенной приватизации.

В настоящее время в нефтяном комплексе создано и функционирует 17 вертикально-интегрированных структур, из них 9 - с долей собственности Российской Федерации: ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (13,75%), ОАО "НК "Роснефть" (100%), ОАО "НГК "Славнефть" (74,95%), ОАО "НОРСИ-ОЙЛ" (85,36%), ОАО "Восточная нефтяная компания" (36,8%), ОАО "РМНТК "Нефтеотдача" (100%), ОАО "Тюменский нефтяной научно-технологический центр" (100%), ОАО "АК "Транснефть" (100%), ОАО "Транснефтепродукт" (100%).

В ходе приватизации нефтяных компаний полностью реализованы в установленном законодательном порядке государственные пакеты акций 8 нефтяных компаний, ранее находившиеся в федеральной собственности: "ЮКОС", "Сургутнефтегаз", "Сибнефть", "Сиданко", "ОНАКО", "Коми ТЭК", "Востсибнефтегаз", "Сибур", "Тюменская нефтяная компания".

В 2000 году на нефтяном рынке действовали 11 вертикально-интегрированных нефтяных компаний: ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "НК "ЮКОС", ОАО "НК "Сибнефть", ОАО "НК "Сургутнефтегаз", ОАО "Сиданко", ОАО "Татнефть", ОАО "Тюменская нефтяная компания", АНК "Башнефть", ОАО "Роснефть", ОАО "НГК "Славнефть", ОАО "ОНАКО".

Необходимо отметить, что 29 предприятий нефтяного комплекса, расположенные на территории республик Татарстан (8) и Башкортостан (21), преобразованы в акционерные общества не по процедуре Указа Президента Российской Федерации от 17.11.92 г. № 403, а в соответствии с нормативными документами указанных республик.

Пакеты акций 90 акционерных обществ научного, геофизического, машиностроительного и сервисного профиля, находящиеся в собственности Российской Федерации, составляют от 25% до 38 процентов.

В состав нефтяного комплекса входят 25 нефтеперерабатывающих заводов суммарной мощностью по первичной переработке 261 млн. тонн нефти в год и 6 заводов по производству смазочных материалов.

Государственное регулирование нефтяного комплекса осложняется структурными преобразованиями, произошедшими за период с 1998 по 2000 год. Прямое управление нефтяными компаниями и предприятиями комплекса стало невозможным, так как доля государства в их собственности весьма низка (либо отсутствует).

Деятельность представителей государства в органах управления акционерных обществ нефтяного комплекса по управлению государственной собственностью регулируется Федеральным законом "О приватизации государственного имущества и об основах приватизации муниципального имущества в Российской Федерации", постановлением Правительства Российской Федерации от 7.03.2000 г. № 195, которым утверждено Положение о деятельности представителей Российской Федерации в органах управления акционерных обществ, пакеты акций которых находятся в федеральной собственности, а также другими нормативными и законодательными актами.

В целях обеспечения государственных интересов, осуществления реального контроля за деятельностью исполнительных органов обществ со стороны основного акционера - государства в проверяемый период принимались меры по избранию в советы директоров такого количества государственных служащих, которое соответствовало федеральному пакету акций.

В акционерных обществах, в которых доля государства меньше контрольного пакета, не всегда представляется возможным обеспечить интересы государства.

В настоящее время представители Российской Федерации в советах директоров акционерных обществ с долей собственности государства более 50% имеются: в ОАО НК "Роснефть" - 12 из 13, ОАО "АК "Транснефть" - 10 из 13, ОАО "НОРСИ-ОЙЛ" - 11 из 13, ОАО "Транснефтепродукт" - 7 из 10, ОАО НГК "Славнефть" - 8 из 13.

В акционерных обществах, 100% акций которых находятся в федеральной или муниципальной собственности, статьей 6 вышеуказанного Закона определен особый порядок осуществления прав акционера. Полномочия высшего органа управления обществом - общего собрания акционеров - осуществляет от имени собственника орган по управлению государственным имуществом. Формирование позиции Российской Федерации как акционера осуществляется органами исполнительной власти, определяемыми Правительством Российской Федерации.

Проверка нефтяных компаний "Роснефть", "ЛУКОЙЛ", "Славнефть" и "Транснефть" показала, что при осуществлении своих полномочий представителями Российской Федерации в органах управления нефтяных компаний особое внимание обращается на погашение задолженности компаний и ее дочерних обществ по заработной плате, обязательным платежам в бюджеты всех уровней и внебюджетные фонды, выплате дивидендов по находящимся в федеральной собственности акциям.

Следует отметить, что на момент проведения проверки ОАО "АК "Транснефть" ряд членов коллегии, включая ее председателя (В.И. Калюжный), уже не работали в федеральных органах исполнительной власти и не могли представлять интересы государства в Компании. Правительством Российской Федерации не произведена своевременно замена своих представителей в Коллегии представителей Компании. Нормативные акты, регламентирующие прекращение полномочий деятельности представителей государства в Коллегии представителей Компании, не приняты.

Состояние минерально-сырьевой базы нефтяной отрасли

Разведанные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации оцениваются в 25,2 млрд. тонн. Нефтяной потенциал России - это 2653 нефтяных и нефтеконденсатных месторождений, из которых 21 расположено на шельфах. Запасы нефти по состоянию на 1.01.2001 г. учтены Государственным балансом запасов на 2328 месторождениях, из которых 14 размещаются на шельфах, 1837 месторождений (78,9%) являются чисто нефтяными, а остальные 491 (21,1%) - нефтегазовыми, газонефтяными и нефтегазоконденсатными.

В разработке на нефть находятся 1222 месторождения, в них сосредоточено 77% всех запасов, которые учтены в недрах 40 субъектов Российской Федерации, в 35 субъектах осуществляется ее добыча. Месторождения нефти сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Доминирующее положение занимает Ханты-Мансийский автономный округ, в котором сконцентрировано свыше 50% запасов нефти. Крупные разведанные запасы нефти в объемах, превышающих 500 млн. тонн, содержатся в Ямало-Ненецком автономном округе и Республике Татарстан, а в объеме 300-500 млн. тонн - в республиках Коми, Башкортостан и Удмуртия, Пермской, Оренбургской, Самарской и Томской областях.

Наиболее интенсивно минерально-сырьевая база нефтяного комплекса развивалась в 1960-1991 годах. Степень освоения разведанных запасов наиболее высокая в Уральском (84,4%), Поволжском (91,1%), Северо-Кавказском (88,5%) районах, Калининградской (на суше - 91,9%) и Сахалинской (94,5%) областях.

Основная часть прогнозных ресурсов приходится на Западную и Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Карского, Баренцева и Охотского морей.

Нефтяная отрасль в последние годы развивалась в условиях ухудшения качества сырьевой базы. В результате обвального спада геологоразведочных работ, начавшегося в 1992 году, разведанные запасы нефти к 1999 году уменьшились в целом по стране на 13%, а нефти с конденсатом - на 10,3 процента. В основном нефтедобывающем регионе - Западной Сибири - разведанные запасы нефти сократились на 17,3 процента.

В эти годы наметилась негативная тенденция к снижению темпа восполнения ресурсной базы нефти. С 1990 по 1998 год объемы поисково-разведочного бурения уменьшились более чем в 4 раза, а эксплуатационного - в 7 раз, произошло пятикратное сокращение ввода новых скважин. Разведанные запасы нефти за 1997-1999 годы сократились на 613 млн. тонн, а в основном добывающем регионе - Западной Сибири - на 528 млн. тонн.

Основным источником финансирования геологоразведочных работ (далее - ГРР) были и остаются отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (далее - ВМСБ). Около 90% прироста запасов нефти были получены за счет отчислений, оставляемых в распоряжении добывающих предприятий и направляемых на проведение поисково-разведочных работ. Неудовлетворительное финансирование ГРР со стороны Минфина России (не более 40% от потребности) привело к пятилетнему отставанию данных работ в действующих нефтегазодобывающих регионах.

Начиная с 1994 года, приросты запасов нефти не компенсируют текущую добычу нефти (восполнение добычи новыми запасами остается на уровне 3/4). Ранее открытые нефтяные месторождения в основном мелкие, не превышающие несколько сотен тысяч тонн, и низкодебитные. За 10 лет дебит новых нефтяных скважин снизился в Западной Сибири более чем в 10 раз, а в целом по России - в 5 раз. Более 70 % запасов нефтяных компаний находятся в диапазоне низкодебитных скважин (от 10 до 25 т/сутки) и на грани "нулевой" рентабельности, свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют высокую обводненность, достигающую 70 процентов.

Запасы вновь открываемых месторождений уменьшились с 53 млн. тонн до 1,5-2,0 млн. тонн. Прирост разведанных запасов нефти за 1991-1999 годы составил 2255,6 млн. тонн, а добыча - 2966,6 млн. тонн нефти. Годовые уровни прироста запасов нефти не превышают 200 млн. тонн при добыче нефти на уровне 300 млн. тонн. Невосполненная добыча нефти за 1994-2000 годы составила около 700 млн. тонн.

Основные приросты запасов нефти были получены за счет доразведки ранее открытых нефтяных залежей, а также за счет перевода ее запасов из предварительно оцененных в разведанные. Ввод в действие новых производственных мощностей сократился в 2-5 раз. По существу был упущен важный период подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем - и к разработке промышленных запасов нефти.

Рассматриваемый период развития сырьевой базы совпал с введением законодательных актов по вопросам недропользования: "О недрах" и "О соглашениях о разделе продукции" (далее - СРП). В их основе заложен принцип совместного и платного пользования недрами, лицензионного порядка предоставления недр в пользование и расчетов с государством на основе СРП. Предполагалось, что Законы будут способствовать активному притоку инвестиций (в том числе иностранных) в поиск и разведку нефти, высоким темпам развития сырьевой базы и подготовки запасов. На деле оказалось, что большинство недропользователей оформляют лицензии лишь на добычу нефти и редко кто берет на себя риск поиска и разведки ее запасов. Такая практика также негативно сказалась на темпах развития сырьевой базы.

Продолжает ухудшаться структура запасов нефти. Доля активных (высокопродуктивных) запасов в балансе запасов большинства нефтяных компаний сократилась до 45%, и наблюдается тенденция к ее дальнейшему снижению. К 2010 году доля высокопродуктивных запасов может снизиться до 30 процентов. Обеспеченность добычи нефти активными запасами колеблется по месторождениям от 20 до 50 лет, а трудноизвлекаемыми запасами - от 48 до 115 лет.

Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось практически в два раза их общее количество. Бездействующий фонд скважин на 1 января 2000 года составил почти 79 тыс. единиц с потенциальной добычей из них 80 млн. тонн нефти, что в конечном итоге привело к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов, и является грубейшим нарушением Федерального закона "О недрах" в части рационального использования недр.

Направлениями действий по изменению стратегии геологоразведочных работ могли бы стать:

• концентрация в распоряжении нефтегазодобывающих компаний, обеспечивающих наибольшую долю приростов запасов нефти, соответственно большей части отчислений на ВМСБ при условии выполнения этими компаниями ГРР по подготовке высокодебитных и рентабельных в разработке запасов, как в пределах России, так и на лицензионных участках, принадлежащих российским компаниям за рубежом;
• предоставление недропользователям возможности использования отчислений на ВМСБ в соответствии с федеральными программами геологического изучения недр на всей территории Российской Федерации вне зависимости от того, в каком из субъектов федерации находится источник отчислений.

Благоприятная ситуация с мировыми ценами на нефть и нефтепродукты в 1999-2000 годах оказала позитивное влияние на финансовое состояние большинства нефтяных компаний. Кризисная ситуация в развитии сырьевой базы нефти, начиная с середины 1999 года, преодолена, и наступила определенная стабилизация. Это сказалось на результатах и эффективности геологоразведочных работ на нефть, проведенных в 1999-2000 годах. Объемы поисково-разведочного бурения увеличились и составили соответственно 1275,1 и 1550,0 тыс. метров, из них 77,5% выполнено вертикально-интегрированными нефтяными компаниями. Прирост запасов нефти с газовым конденсатом достиг 268,0 млн. тонн и 302,4 млн. тонн соответственно (213 млн. тонн в 1998 г.). Открыто 100 новых месторождений нефти. Эксплуатационный фонд скважин увеличился на 5925 единиц (4,3%) по сравнению с 1999 годом, а дающих продукцию - на 7075 скважин (6,6%). Активизации работы нефтедобывающих организаций по вводу в эксплуатацию неработающего фонда скважин, наряду с высокими ценами на нефть на мировом рынке, способствовало принятие постановления Правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 года № 1213 "О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях". Общее количество введенных в эксплуатацию скважин из бездействующего и законсервированного фондов достигло 13,9 тыс. скважин с добычей нефти (в 2000 году) около 15 млн. тонн.

МПР России в целях стабилизации положения в минерально-сырьевой базе разработана федеральная целевая программа "Экология и природные ресурсы" (Основные положения программы развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации на 2001-2005 годы). В программе заложено существенное возрастание объемов глубокого поисково-разведочного бурения в основных районах концентрации нефтегазопоисковых работ, в том числе пятикратный рост объемов морской сейсморазведки на месторождениях Баренцева и Печорского морей, а также на Сахалинском шельфе.

Предусматривается доведение уровня добычи нефти к 2010 году до 335 млн. тонн. Согласно Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации, среднегодовые темпы прироста ВВП в 2001-2005 годах составят 4,5-6,0 процента. Этот прирост должен быть обеспечен соответствующими объемами сырьевых ресурсов, и, в первую очередь, топливно-энергетическими, развитие и масштабы которых в перспективе будут определяться не только внутренним, но и мировым спросом. Прогнозируется, что к 2015 году потребление первичных энергоносителей в мире увеличится не менее чем на 65-67 процентов. То есть динамика развития и использования минерально-сырьевой базы, объемы инвестиций в ТЭК России будут обусловлены уровнем и структурой внутреннего спроса и необходимостью выполнения экспортных обязательств.

Программа предусматривает в качестве основной стратегии воспроизводства сырьевой базы углеводородов рациональное вовлечение и промышленное освоение учтенных прогнозных ресурсов нефти, газа и газового конденсата. По своим геолого-экономическим характеристикам эти прогнозные ресурсы подразделяются на три группы.

К первой группе относятся ресурсы регионов с высокой степенью разведанности: Северо-Кавказский и Урало-Поволжье, отдельные районы Западной Сибири, Европейский Север.

Вторая группа прогнозных ресурсов характеризуется достаточно надежной обоснованностью геолого-геофизическими данными, высокой концентрацией нефти в пределах крупных объектов на достаточных глубинах. К этой группе относятся ресурсы неосвоенных районов Севера и Приенисейской части Западной Сибири, наиболее изученных районов Восточной Сибири, значительной части шельфа Баренцева и Охотского морей.

Третья группа прогнозных ресурсов (большая часть Дальневосточного региона, восточный сектор Арктики, малоизученные центральные районы России) характеризуется, как правило, низким дебитом, невысокой плотностью и неудовлетворительными показателями рентабельности.

Основной объем запасов нефти с конденсатом (73-78%) будет обеспечиваться Западно-Сибирским регионом и, в первую очередь, Ханты-Мансийским автономным округом (50-52%). По Европейскому Северу предусматривается незначительное (с 6 до 8 млн. тонн) увеличение темпа прироста запасов нефти за счет интенсификации поисково-разведочных работ на территории Республики Коми.

Федеральным законом от 8 августа 2001 г. № 126-ФЗ "О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации" с 1 января 2002 г. введена в действие глава 26 Налогового кодекса Российской Федерации, в соответствии с которой взамен трех действующих налогов (плата за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на нефть и стабильный газовый конденсат) вводится новый налог - на добычу полезных ископаемых.

Введение единой ставки налога на добычу полезных ископаемых приведет к разработке только высокоэффективных месторождений, пластов и высокодебитных скважин. Многие нефтяные месторождения (трудноизвлекаемые, обводненные и низкодебитные) станут нерентабельными и соответственно заброшенными.

Отмена целевых отчислений на ВМСБ, оставляемых предприятиям, повлечет сокращение финансирования геологоразведочных работ не только у горнодобывающих предприятий, но и у субъектов Российской Федерации. Это приведет к свертыванию геологоразведочных работ, отказу от поиска высокоэффективных запасов и освоению новых нефтегазовых провинций и, в конечном итоге, к неэффективному использованию и потере государственных средств на геологоразведку и ликвидации системы государственного заказа на геологоразведочные работы. С введением такой налоговой политики через 10-15 лет основные объемы рентабельных запасов нефти будут выбраны, а уровень добычи нефти уже к 2005 году может снизиться до 225-230 млн. тонн. Для обеспечения экономической безопасности страны годовой уровень добычи нефти должен составлять не менее 300 млн. тонн.

Основные результаты деятельности нефтяной отрасли

Из всех отраслей топливно-энергетического комплекса России наибольший спад производства в последнем десятилетии наблюдался в нефтяном комплексе. Объем добычи нефти с конденсатом упал с 516 млн. тонн в 1990 году до 301,3 млн. тонн в 1996 году, максимально достигнутый уровень в 1987 году составлял 569 млн. тонн.

В 1996 году были приостановлены темпы падения добычи нефти, а в 1997 году наблюдалась относительная стабилизация производства. Добыча нефти возросла до 305,5 млн. тонн, что в основном связано с вводом в разработку бездействующих скважин, применением различных методов повышения нефтеотдачи пластов. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин увеличился на 198 единиц, однако, в целом не работало 36746 нефтяных скважин, или 26,5% всего эксплуатационного фонда.

Наметившаяся в 1997 году стабилизация в нефтедобывающей отрасли в 1998 году не получила дальнейшего развития. К существующим ранее проблемам - острому недостатку капиталовложений, тяжелому финансовому положению предприятий - добавилась крайне неблагоприятная ситуация с мировыми ценами на нефть, которые снизились до 9-11 долларов США за баррель. Производственные показатели нефтедобывающих предприятий заметно ухудшились, многие из них оказались на грани банкротства. Еще более усугубил положение в нефтяной отрасли кризис банковско-финансовой системы. Добыча нефти в 1998 году снизилась на 2,1 млн. тонн и составила 303,4 млн. тонн. Объемы эксплуатационного бурения уменьшились на 38,6%, ввод новых нефтяных скважин - на 20,6%, эксплуатационный фонд - на 5,3 процента.

В нефтяной отрасли были свернуты работы по освоению новых нефтегазодобывающих районов, с большими трудностями проходила реализация проектов на основе соглашений о разделе продукции. Ориентация страны на длительную экспортно-сырьевую специализацию в современных условиях становится экономически несостоятельной и экологически неприемлемой.

Объемы переработки нефти резко упали: с 295 млн. тонн в 1990 году до 163,7 млн. тонн (на 55,5%) в 1998 году. Производство моторных видов топлива снизилось в 3 раза, смазочных масел, нефтебитума, электродного кокса, ароматики - в 2-3 раза, основных продуктов нефтехимии - в 7 раз. Глубина переработки нефти уменьшилась до 65% (на нефтеперерабатывающих заводах США - 90%). Среднеотраслевая загрузка мощностей нефтеперерабатывающих заводов России в 1998 году составила чуть более 50% при экономически обоснованном уровне - 80-85 процентов. Сеть нефтепродуктопроводов нефтеперерабатывающих заводов изношена более чем на 63 процента.

Низкий выход наиболее ценных продуктов нефтепереработки сделал относительно невысокой среднюю рыночную цену "корзины" нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти, которая примерно на 20-25 % ниже цены 1 тонны сырой российской нефти. Так, отбензиненный российский мазут продавался на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива, т. е. примерно на треть ниже цены сырой нефти.

Начиная с 1999 г., в нефтяном комплексе наблюдается стабилизация. Объем добычи нефти вырос на 2,0 млн. тонн и достиг 305,4 млн. тонн. Однако в течение 1999 г. наблюдалась крайне неустойчивая динамика среднесуточной добычи нефти с чередованием резких падений в I полугодии и скачков роста во II полугодии. Рост добычи нефти обеспечен нефтяными компаниями: "Сургутнефтегаз" - на 2,4 млн. тонн (6,8 %), "Тюменская НК" - на 0,41 млн. тонн (2,0 %), "Коми ТЭК" - на 0,12 млн. тонн (3,0 %), "Славнефть" - на 0,15 млн. тонн (1,3 %). Сохранили уровень добычи нефти 1998 года нефтяные компании "ЮКОС", "ЛУКОЙЛ" и "ОНАКО". Добыча нефти сократилась в ОАО "Сибнефть" (94,3 % к уровню 1998 года), АНК "Башнефть" (95,1 %), ОАО "Восточная нефтяная компания" (98,1 %), ОАО "Сиданко" (98,3 %) и ОАО "Татнефть" (98,5 %).

Впервые за последние годы увеличились объемы разведочного бурения на 9,2 %, эксплуатационного - на 15,6 %, пробурено 199,4 тыс. метров скважин. Эксплуатационный фонд скважин увеличился на 1560 единиц и составил в 1999 году 138729 скважин, при этом неработающий фонд нефтяных скважин снизился на 2111 единиц и составил 33545 скважин против 35 тыс. единиц в 1998 году. Введено 36 новых месторождений, добыча нефти из которых составила 242 тыс. тонн.

В 2000 году продолжился рост добычи нефти. Предприятиями нефтяного комплекса добыто 323,3 млн. тонн, что на 17,9 млн. тонн выше уровня 1999 года (прирост 5,5 %) и на 18,3 млн. тонн больше расчетного баланса 2000 года. Существенный прирост производства в 2000 году обеспечили высокие мировые цены на нефть.

Основной объем добычи нефти, эксплуатационного бурения и ввода новых мощностей (скважин) приходился на Западную Сибирь (более 68 %), и Урало-Поволжье (26 %), где ранее была создана мощная сырьевая база и широко развернутая инфраструктура.

Российскими вертикально-интегрированными нефтяными компаниями добыто в 2000 году 280,6 млн. тонн нефти, что на 12,6 млн. тонн выше уровня 1999 года. Наибольший рост среднесуточной добычи нефти обеспечен нефтяными компаниями "ЮКОС" (на 17,4 %), "Сибнефть" (18,8 %), "Роснефть" (10,8 %), "Славнефть" (8,3 %) и "Сургутнефтегаз" (8,1 %). Снижение среднесуточной добычи допущено компаниями "Башнефть" (на 4,1 %) и "Татнефть" (2,1 %).

Объем добычи нефти крупными нефтяными компаниями

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" - 75,6 млн. тонн, или 23,4 % от российской добычи (66,2 млн. тонн в 1999 году);

ОАО "НК "ЮКОС" - 49,6 млн. тонн, или 15,3 % (44,5 млн. тонн);

ОАО "Сургутнефтегаз" - 40,6 млн. тонн, или 12,6 % (37,6 млн. тонн);

ОАО "Тюменская нефтяная компания" - 30,8 млн. тонн, или 9,5% (20,1 млн. тонн);

ОАО "НК "Сибнефть" - 17,2 млн. тонн, или 5,3 % (16,3 млн. тонн);

ОАО "НК "Роснефть" - 13,5 млн. тонн, или 4,2 % (12,6 млн. тонн);

ОАО "НГК "Славнефть" - 12,3 млн. тонн, или 3,8 % (11,9 млн. тонн).

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин в 2000 году возрос и составил 141879 скважин, а количество неработающих скважин уменьшилось на 4,7 % и составило 32935 единиц. Объемы проходки в эксплуатационном бурении возросли на 67,5 % (до 8285,7 тыс. метров), в разведочном бурении - на 27,8 % (1013,6 тыс. метров), пробурено 252 тыс. метров, введено 147 новых нефтяных скважин. Введено в эксплуатацию 43 новых месторождения, на которых добыто 546 тыс. тонн нефти.

Следует отметить, что имеют место факты неисполнения нефтяными компаниями условий, оговоренных в лицензиях на добычу нефти. Так, нефтяная компания "ЮКОС" добыла в 2000 году на 6,6 млн. тонн нефти меньше, чем установлено в лицензиях, ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" - на 2,1 млн. тонн, ОАО "Сибнефть" - на 0,7 млн. тонн. Правительству Российской Федерации необходимо внести дополнения и поправки в Закон "О недрах" по вопросу о применении штрафных санкций к нефтяным компаниям за невыполнение лицензионных условий по объему добычи нефти и возврату нефтяными компаниями средств, направленных государством на геологоразведку и обустройство нефтяных месторождений.

Увеличение добычи нефти в 1999-2000 годах существенно отразилось на объемах переработки нефти и производстве основных нефтепродуктов. На российских нефтеперерабатывающих заводах в 2000 году переработано 174,6 млн. тонн нефтяного сырья, что на 5,7 млн. тонн (3,1%) выше уровня 1999 года.

Общеотраслевой рост объемов нефтепереработки обеспечен преимущественно предприятиями таких нефтяных компаний как "ЛУКОЙЛ" (прирост - 2,7 млн. тонн), "Славнефть" (1,1 млн. тонн), "Роснефть" (0,6 млн. тонн), "Сиданко" (0,4 млн. тонн), "ОНАКО" (0,3 млн. тонн). Спад производства допущен на нефтеперерабатывающих заводах нефтяных компаний "ЮКОС" (на 1,2 млн. тонн) и "Сургутнефтегаз" (1,2 млн. тонн), ОАО "НОРСИ-ОЙЛ" (0,5 млн. тонн) и ОАО "Ангарская нефтехимическая компания" (0,6 млн. тонн).

Среднеотраслевая глубина переработки нефти достигла 71%, превысив на 3,5% показатель 1999 года, а загрузка мощностей нефтеперерабатывающих заводов нефтяных компаний - 62,2% против 52% в 1999 году. Минимальное значение загрузки мощностей в 2000 году имели ОАО "НОРСИ-ОЙЛ" - 26% и ОАО "Ангарская нефтехимическая компания" - 34 процента.

Поставки нефтяного сырья на переработку для внутреннего рынка России в 2000 году составили 179,3 млн. тонн, что на 8,8 млн. тонн больше, чем в 1999 году, а отгрузка нефти на экспорт - 124,5 млн. тонн, на 5,7 млн. тонн больше, чем за предыдущий год. Существенно выросла выработка основных нефтепродуктов и составила по бензину - 28 млн. тонн, дизельному топливу - 49 млн. тонн. Обеспечен прирост: автобензинов - на 1059,7 тыс. тонн, прямогонного бензина - на 856,1 тыс. тонн, дизельного топлива - на 2527,1 тыс. тонн и топочного мазута - на 83,4 тыс. тонн. Рост объемов производства автобензинов обеспечен: АООТ "Башнефтехим" (на 828,1 тыс. тонн), ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (255,5 тыс. тонн), ОАО "Сибнефть" (243,5 тыс. тонн), ОАО "Тюменская нефтяная компания" (219,2 тыс. тонн), ОАО "Сиданко" (144,3 тыс. тонн), ОАО "НК "Роснефть" (на 96,7 тыс. тонн).

Увеличен выпуск высококачественных марок нефтепродуктов, доля которых в общих объемах составляет: по неэтилированному бензину - 97,7%, автобензину высокооктановому - 42,9%, малосернистому дизельному топливу - 86,8 процента. Обеспечен рост производства бензина прямогонного (на 49%), бензола (16%), кокса (15%), смазочных масел (на 14%) и других нефтепродуктов.

OAO "HK "ЛУКОЙЛ".

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (далее по тексту - Компания) занимает первое место по добыче нефти среди российских нефтяных компаний, а по запасам нефти (более 2,5 млрд. тонн) опережает все российские и большинство крупнейших международных корпораций. В ведении Компании находится около 9% всех разведанных извлекаемых запасов нефти России.

Сырьевая база Компании (с учетом дочерних и зависимых обществ) включала в себя 358 месторождений углеводородов, в том числе 302 нефтяных месторождения в Западной Сибири, Республике Коми, Ненецком автономном округе, Пермской, Калининградской и Астраханской областях, в Республике Татарстан и в акватории Каспийского моря. Обеспеченность текущей добычи нефти доказанными запасами составляет более 27 лет. Основная доля нефтяных месторождений Компании, характеризующаяся высокой степенью обводнения и выработкой активных запасов, находится на поздней стадии разработки. Компания "ЛУКОЙЛ" - первая российская вертикально-интегрированная нефтяная компания, осуществившая в 1996 году оценку запасов нефти предприятий в Западной Сибири по международным стандартам. В 2000 году проведен аудит запасов нефти и газа по всем дочерним и зависимым предприятиям Компании, 62,5% которых сосредоточено в Западной Сибири.

В 2000 году существенно увеличены (в 2,7 раза) объемы геологоразведочных работ. Проходка в разведочном бурении возросла на 35%, пробурено 273,9 тыс. метров поисково-разведочных скважин, выполнено 14,3 тыс. км сейсморазведочных работ, что позволило прирастить запасы нефти в объеме 50,3 млн. тонн. Добыча нефти компенсирована приростом запасов на 85 процентов. Финансирование геологоразведочных работ осуществлялось в основном за счет ставки отчислений на ВМСБ - 3,8 млрд. рублей (47,3%) и собственных средств Компании - 4,2 млрд. рублей (48,8%). Открыто 11 месторождений, в том числе 8 нефтяных, 2 нефтегазоконденсатных и 1 - газовое, суммарная оценка извлекаемых запасов нефти оценивается в 30 млн. тонн. Более 50% прироста запасов получено в новых районах - на акватории Каспия и Европейском Севере.

Вместе с тем, необходимо отметить, что прирост извлекаемых запасов нефти (в объеме 114,6 млн. тонн), полученный за 1998-2000 гг. за счет проведения геологоразведочных работ, компенсировал объем добычи нефти лишь на 47,4% в 1998 году, на 71,3% в 1999 году и на 85,2% в 2000 году. Это характерно для предприятий, осуществляющих добычу и разведку на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки.

В концепции развития Компании на 2001-2005 годы планируется прирастить запасы нефти до 500 млн. тонн, с 2002 года полностью компенсировать уровень добычи нефти, а с 2003 года прирост запасов нефти должен превышать ее добычу в 1,5 раза. На выполнение ГРР потребуется около 111 млрд. рублей, из которых 85 млрд. рублей будет направлено на бурение поисковых скважин.

Проходка в бурении в 2000 году выросла на 73 % и составила 1,92 млн. метров, в том числе в эксплуатационном бурении - 1,56 млн. метров (84 % к 1999 году). Введено 709 новых скважин, 1567 скважин выведено из бездействия. Эксплуатационный фонд скважин составил 27,2 тыс. единиц. На 9,5 % снизился фонд неработающих скважин (4,3 тыс. ед. против 4,8 тыс. ед. в 1999 году). Показатель неработающего фонда скважин снизился и составляет 16 %, что на 6 % ниже, чем в целом по отрасли.

Основная задача Компании по расширению сырьевой базы направлена на ее развитие в новых приоритетных регионах - акватории Каспийского моря, районах Европейского Севера (Республике Коми, Архангельской области и Ненецком автономном округе). Перспективные ресурсы нефти в данных регионах оцениваются в 1 млрд. тонн, в том числе на суше - 500 млн. тонн.

Освоение Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции - одно из основных направлений деятельности Компании на ближайшие годы, там будет добываться до 30 млн. тонн нефти в год с перспективой строительства небольшого НПЗ (мощностью 1,5-2,0 млн. тонн/год) и нефтеперевалочного пункта. В ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" подготовлена комплексная программа развития Тимано-Печорского бассейна, и в ее реализацию Компания планирует вложить за 10 лет более 130 млрд. рублей. Программа будет способствовать изменению социально-экономической обстановки в регионе, решению проблемы северного завоза нефтепродуктов в Российской Федерации.

Добыча нефти дочерними и зависимыми акционерными обществами (в которых пакет акций Компании достигает 50 %), а также собственными предприятиями, находящимися за рубежом, в 2000 году достигла 77,8 млн. тонн против 67,9 млн. тонн в 1999 году. Добыча нефти дочерними предприятиями выросла до 68,7 млн. тонн против 62,4 млн. тонн в 1999 году (на 11,0 %), было обеспечено ее стабильное увеличение в течение последних пяти лет. В Западной Сибири (дочернее предприятие "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") добыто 44,7 млн. тонн. На территории России добыча нефти достигла 75,6 млн. тонн и составляет 23,4 % от общего объема добычи российской нефти. В странах зарубежья (Азербайджан, Казахстан) добыто 2,1 млн. тонн, из которых 1,6 млн. тонн нефти - на месторождениях Казахстана. При добыче нефти широко применяются физико-химические методы, что позволило повысить нефтеотдачу пластов в 2000 году на 12,9 млн. тонн нефти и снизить себестоимость 1 тонны нефти на 90 рублей (9,1 %).

Первичная переработка нефти в 2000 году (с учетом процессинга на российских НПЗ) выросла на 21 % и достигла 42 млн. тонн, из которых 23,2 млн. тонн (на 14,7 % больше, чем в 1999 году) переработано на нефтеперерабатывающих заводах Компании в России и 9 млн. тонн (на 2,5 %) - на заводах Компании, находящихся за рубежом (на Украине, в Болгарии и Румынии). Загрузка производственных мощностей заводов увеличилась с 67,9 до 82,2 процента.

Компания ведет модернизацию и загрузку производства нефтеперерабатывающего комплекса.

На техническое перевооружение Волгоградского и Пермского нефтеперерабатывающих заводов было вложено более 1,5 млрд. долларов США. Это позволило существенно увеличить глубину нефтепереработки, которая в 2000 году превысила 80% при среднеотраслевой глубине переработки нефти - 71 процент.

Стратегическая программа развития нефтеперерабатывающего сектора НК "ЛУКОЙЛ" предусматривает доведение глубины переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах Компании до 90-95 процентов. Проводимая в настоящее время реконструкция и техническое перевооружение "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" (создается первый в мире процесс гидрокрекинга с управляющей конверсией) позволит довести глубину нефтепереработки до 95%, что соответствует лучшим мировым аналогам.

В Компании изменилось качество нефтепродуктов. Доля высокооктановых автобензинов выросла в 1,5 раза. Полностью прекращен выпуск этилированных бензинов. Более половины дизельного топлива производится с содержанием серы менее 0,2 процента.

В 2000 году произведено: автобензинов - 3,3 млн. тонн (на 8,2% больше уровня 1999 года), дизельного топлива - 6,3 млн. тонн (11%), мазута - 5,1 млн. тонн (10,5%), битума - 0,9 млн. тонн (34,5%), кокса - 0,5 млн. тонн (16,6%), масел - 0,9 млн. тонн (15,8%). В общем объеме производства нефтепродуктов Российской Федерации доля нефтеперерабатывающих предприятий Компании составляет: по маслам - 35,3%, авиакеросину - 16,7%, дизельному топливу - 13,6%, автобензинам - 12,8%, мазуту - 11,3 процента. Продукты нефтепереработки Компании соответствуют европейским стандартам.

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" создается и восстанавливается нефтехимический комплекс. В состав Компании входят нефтехимические предприятия ООО "Ставролен" (в Ставрополе), ООО "Саратоворгсинтез", завод "Ставропласт" (г. Минеральные Воды). Кроме того, нефтехимические мощности имеются на НПЗ Украины, Румынии и Болгарии. В 2000 году произведено более 1,1 млн. тонн нефтехимической продукции.

Общий объем реализованных нефтепродуктов в 2000 году составил 43,5 млн. тонн, в том числе 26,3 млн. тонн было поставлено потребителям в Российской Федерации (рост на 35%), 7,8 млн. тонн - на экспорт, и 9,4 млн. тонн было реализовано зарубежными предприятиями Компании. В 2000 году Компания осуществила в полном объеме поставки нефтепродуктов в рамках выполнения государственных программ по обеспечению предприятий сельского хозяйства, министерств и ведомств и потребителей Крайнего Севера. Общий объем поставок нефтепродуктов для государственных нужд составил 4,9 млн. тонн. Активно развивается сеть автозаправочных комплексов, которая к концу 2000 года превысила 2,5 тыс. единиц, в том числе 1,5 тыс. находится за рубежом.

Рост мировых и внутренних цен на нефть и нефтепродукты, увеличение объемов выпуска и реализации продукции обеспечили хорошие финансовые результаты Компании в 2000 году. Выручка от продаж выросла до 405,9 млрд. рублей против 268,2 млрд. рублей за 1999 год. Прибыль от реализации увеличилась до 119 млрд. рублей против 48,9 млрд. рублей в 1999 году, чистая консолидированная прибыль - 96,4 млрд. рублей (более 3 млрд. долларов США). Рентабельность основной деятельности выросла до 41% против 22% в 1999 году.

Объем консолидированных инвестиционных расходов в 2000 году увеличился в 2,6 раза, до 52,3 млрд. рублей против 20,4 млрд. рублей в 1999 году. По предприятиям нефтедобычи - в 2,6 раза (23,6 млрд. рублей), нефтепереработки - 2,4 раза (1,2 млрд. рублей), в нефтехимию и прочие виды деятельности - 0,3 млрд. рублей (рост - 21 %).

В структуре источников финансирования инвестиционных расходов в 2000 г. (54,5 млрд. рублей) основную долю составляли собственные средства - 41,9 млрд. рублей (76,8 %), в том числе прибыль - 28,6 млрд. рублей (68,4 %), амортизационные отчисления - 5,4 млрд. рублей (12,9 %), отчисления на ВМСБ - 3,18 млрд. рублей (7,5 %), прочие - 4,7 млрд. рублей (11,2 %). Привлеченные средства составили 12,6 млрд. рублей (23,1 %).

Существенное увеличение инвестиций в 2000 году (около 23,4 доллара США на 1 тонну нефти) не покрывает необходимые расходы, связанные с разведкой и добычей нефти, и не достигнут еще уровень 1985 года, когда в нефтяную отрасль вкладывалось около 38,7 доллара США на 1 тонну нефти. Ежегодная потребность Компании в инвестициях оценивается в 1,5-2 раза выше.

Цели, стоящие перед нефтедобывающим, нефтеперерабатывающим и нефтехимическим секторами Компании, отражены в Стратегической концепции развития ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" до 2005 года и на период до 2010 года.

В 1999-2000 годах Компания и ее дочерние общества своевременно оплачивали налоговые платежи в бюджеты всех уровней и во внебюджетные фонды. Объем налоговых платежей в 2000 году составил 84,8 млрд. рублей, что более чем в 2 раза превышает уровень 1999 года (41,8 млрд. рублей).

В федеральный бюджет налоговые начисления составили 45,2 млрд. рублей против 22,6 млрд. рублей в 1999 году. Внесено в федеральный бюджет 50,9 млрд. рублей против 24,4 млрд. рублей в 1999 году (рост в 2,1 раза).

В бюджеты субъектов федерации объем налоговых платежей в 2000 году составил 33,9 млрд. рублей против 17,4 млрд. рублей за предыдущий год, что в 1,9 раза превышает платежи 1999 года. Во внебюджетные фонды объем налоговых платежей в 2000 году составил 4,8 млрд. рублей против 2,2 млрд. рублей в 1999 году.

ОАО "НГК "Славнефть".

Сырьевая база нефтяной компании "Славнефть" представлена 19 месторождениями нефти и газа, из которых 16 находятся на территории Западной Сибири. В стадии разработки - 12 месторождений, извлекаемые запасы нефти составляют 406,9 млн. тонн. Обеспеченность извлекаемыми запасами нефти - 34,1 года.

Структура ресурсной базы нефти за рассматриваемый период существенно ухудшилась, доля высокопродуктивных и среднепродуктивных запасов нефти снизилась с 83% до 67 процентов. Средний дебит нефти сократился с 12,1 т/сутки в 1998 г. до 10,9 т/сутки в 2000 г. Обводненность добываемой нефти возросла и составляет 88,3 процента.

Важнейшим направлением деятельности Компании за последние годы является работа по приращению запасов нефти. Объем поисково-разведочного бурения в 1999-2000 годах вырос на 25-30%, эксплуатационного - на 45%, в результате прирост извлекаемых запасов суммарно достиг 28,6 млн. тонн нефти, что в 1,9 раза больше планируемого. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин возрос на 157 единиц и составил 3840 скважин. Неработающий фонд скважин сократился до 10,3% (14,6% в 1999 г.) при среднеотраслевом уровне - 22,5 процента. Перспективные сырьевые ресурсы нефти находятся в Красноярском крае и оцениваются в 179,9 млн. тонн.

Добыча нефти в 2000 году возросла до 12,2 млн. тонн против 11,9 млн. тонн в 1999 году. Учитывая, что по состоянию ресурсной базы ОАО "НГК "Славнефть" относится к нефтяным компаниям с падающей добычей нефти, Компания разработала и начала осуществлять "Программу мероприятий по стабилизации добычи нефти на период 2000-2002 годов", выполнение которой в 2000 году позволило дополнительно прирастить добычу нефти на 0,7 млн. тонн.

Политика Компании в области нефтепереработки в 1999-2000 годах была направлена на рациональную загрузку мощностей и повышение эффективности работы нефтеперерабатывающих заводов. В течение 2000 года поставка нефти из собственных ресурсов составила около 12 млн. тонн. Для повышения загрузки НПЗ закуплено на внутреннем российском рынке 3,0 млн. тонн нефти (1,7 млн. тонн в 1999 году).

Общий объем поставки нефти в 2000 году составил 15,0 млн. тонн против 13,6 млн. тонн в 1999 году, из которых 8,2 млн. тонн поставлено на внутренний рынок (7,1 млн. тонн в 1999 г.) и 6,75 млн. тонн - на экспорт (6,44 млн. тонн в 1999 г.). Использование мощностей нефтепереработки в 2000 году увеличилось до 72,6% против 68,2% в 1999 году.

Глубина переработки нефти на предприятиях выросла до 61,4 %, но остается значительно ниже среднеотраслевого показателя (71%). Выход светлых нефтепродуктов возрос до 51%, выработка высокооктанового компонента бензина - до 30 процентов.

Реализация нефтепродуктов возросла более чем в 2 раза по сравнению с 1999 годом. На российский рынок поставлено 5,0 млн. тонн, на экспорт - 3,9 млн. тонн нефти. Бюджетным потребителям (по выполнению государственных программ) отгружено 2,0 млн. тонн нефтепродуктов. Средние цены реализации 1 тонны нефтепродуктов на внутреннем рынке за 2000 год составляли: бензин - 5,5-10,5 тыс. рублей, дизельное топливо - 4,2-6,9 тыс. рублей, мазут - 1,2-2,9 тыс. рублей.

Рост мировых цен на нефть и нефтепродукты позволил Компании упрочить финансовое состояние и активно развивать производственную базу.

Выручка от продажи продукции в 2000 году увеличилась на 9944,1 млн. рублей и составила 71846,7 млн. рублей против 61902,6 млн. рублей в 1999 году (рост на 16,1 %), в том числе от продажи нефти и нефтепродуктов - 65474,3 млн. рублей против 56073,9 млн. рублей в 1999 году. Чистая прибыль в 2000 году составила 21776,7 млн. рублей против 12464,7 млн. рублей в 1999 году (рост на 75 %).

В 2000 году Компанией было инвестировано 6,8 млрд. рублей, что в 1,9 раза выше уровня 1999 года. Из общего объема инвестиций и капитальных вложений было направлено в геологию и нефтедобычу 5,7 млрд. рублей (84 % инвестиций), нефтепереработку - 0,9 млрд. рублей (13%) и в развитие сбытовой сети - 0,2 млрд. рублей (3%). Выполненные капитальные вложения профинансированы, в основном, за счет собственных источников предприятий - амортизационных отчислений и прибыли, доля которых в объеме финансирования составляет 81,9%, в том числе:

• по предприятиям нефтедобычи и геологии - 83,0 %;
• по предприятиям нефтепереработки - 78,2 %;
• по предприятиям нефтепродуктообеспечения - 63,2 процента.

Состояние основных производственных фондов в Компании остается неудовлетворительным. Износ промысловых трубопроводов достиг 70 %, буровых установок - 90 %, а технологических установок на нефтеперерабатывающих заводах - до 60 процентов. Следует отметить, что объем финансовых средств, предусмотренных инвестиционной программой Компании в 1999-2000 гг., явно недостаточен и требует увеличения.

В течение 2000 года предприятия, входящие в состав Компании, своевременно оплачивали налоговые платежи и отчисления во внебюджетные фонды. Объем налоговых начислений в бюджеты всех уровней и внебюджетные фонды составил 11,1 млрд. рублей, что в 2 раза превышает уровень 1999 года, внесено более 12,0 млрд. рублей.

В федеральный бюджет объем налоговых начислений составил 3,4 млрд. рублей против 2,1 млрд. рублей в 1999 году, внесено 4,4 млрд. рублей против 2,4 млрд. рублей в 1999 году.

В бюджеты субъектов федерации объем налоговых начислений в 2000 году составил 2,4 млрд. рублей против 0,7 млрд. рублей за предшествующий год (рост в 3,4 раза).

Во внебюджетные фонды объем налоговых начислений составил 3,4 млрд. рублей против 1,5 млрд. рублей в 1999 году, оплачено 3,5 млрд. рублей, что в 2 раза превышает платежи 1999 года.

Нефтяная компания "Роснефть" является одной из ведущих в топливно-энергетическом комплексе Российской Федерации. Сырьевая база ОАО "НК "Роснефть" представлена 197 месторождениями нефти и газа, из которых в разработке - 170. Более 83,0% общих промышленных запасов нефти сосредоточено на 5 месторождениях ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" (Ямало-Ненецкий автономный округ). К категории активных относятся 24,4% промышленных запасов, более 71% запасов являются трудноизвлекаемыми. Большинство разрабатываемых месторождений (86,3%) характеризуется как низкодебитные (менее 10 тонн/сутки). Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 712 млн. тонн. Обеспеченность извлекаемыми запасами нефти - более 60 лет.

Объемы эксплуатационного и разведочного бурения скважин в 1998 году снизились в 2,1 раза, что привело к падению добычи нефти на 416 тыс. тонн. Эксплуатационный фонд скважин сократился на 14,9%, в 1,7 раза увеличилось количество скважин, находящихся в консервации. Неработающий фонд скважин вырос до 22,8 процента. Объемы производства основных продуктов переработки сократились, в том числе: автомобильного бензина - на 40,7%, дизельного топлива - на 23,4%, мазута топочного - на 24,6 процента. Глубина переработки нефти составила около 59 процентов. Использование производственных мощностей на НПЗ по первичной переработке нефтяного сырья составило только 42 процента.

Добычу нефти осуществляют 7 нефтегазодобывающих предприятий, из которых основным является ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" (65,4 % общей добычи нефти и газа). Нефтеперерабатывающая отрасль Компании включает 2 завода: ОАО "Роснефть-Туапсинский НПЗ" и ОАО "Роснефть-Комсомольский НПЗ" с утвержденной мощностью по переработке нефтяного сырья - 3500 и 3807 тыс. тонн нефти в год соответственно.

Позитивные изменения в производственно-хозяйственной деятельности, произошедшие в 1999-2000 годах, положительно повлияли на финансовое и экономическое положение Компании. В 2000 году ОАО "НК "Роснефть" добыто 13,1 млн. тонн нефти против 12,6 млн. тонн в 1999 году (рост на 4,8 %). Основной прирост добычи нефти был получен за счет освоения новых месторождений в ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз", ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз" и ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз". По сравнению с 1999 годом объем бурения увеличился на 76 %, в основном за счет эксплуатационного, и составил 700 тыс. метров. Это позволило в 2000 году ввести 305 новых нефтяных скважин, что в 1,7 раза больше, чем в 1999 году. ОАО "НК "Роснефть" разработана "Программа работ с фондом скважин на период 1999-2001 годов", в которой предусматривается значительное снижение неработающего фонда скважин, вывод скважин из бездействия и консервации, более эффективное использование эксплуатационного фонда скважин.

Неработающий фонд скважин сократился с 1451 единицы (17,9 %) в 1999 году до 830 единиц в 2000 году (9,7 %), в том числе бездействующий фонд - с 1007 единиц до 396 единиц, что является одним из лучших показателей среди нефтяных компаний Российской Федерации, а фонд скважин, дающих продукцию, увеличился на 994 единицы. Эксплуатационный фонд скважин в 2000 году вырос на 396 единиц и составил 8634 скважины. Действующий фонд скважин возрос на 1013 единиц и составил 8209 скважин. Прирост запасов нефти в 2000 году составил 12,7 млн. тонн против 9,9 млн. тонн в 1999 году.

ОАО "НК "Роснефть" - единственная из российских нефтяных компаний, которая применяет в больших объемах методы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки пара и добывает за счет этого ежегодно дополнительно 260 тыс. тонн нефти.

Во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 4.11. 2000 г. № 844 Компания восстанавливает полностью разрушенный нефтедобывающий комплекс в Чеченской Республике, для чего создано дочернее акционерное общество "Грознефтегаз", которое уже обеспечило объем добычи нефти более 2,0 тыс. тонн в сутки и осуществляет мероприятия по его наращиванию.

Кроме этого, Компания и ее дочерние общества участвуют в крупных международных многопрофильных инвестиционных проектах ("Сахалин 1-5", "Полярное Сияние", "Тиман-Печора Компани", "Каспийский Трубопроводный Консорциум", "Балтийская трубопроводная система" и другие).

Принятая политика ОАО "НК "Роснефть" позволила организовать стабильную и ритмичную поставку нефтяного сырья и его переработку на нефтеперерабатывающих заводах.

Переработка нефтяного сырья на НПЗ в 2000 году осуществлена в объеме 7097,5 млн. тонн (в 1999 году - 6420,1 млн. тонн). Объемы производства основных продуктов переработки в 2000 году возросли и составили 1301,6 тыс. тонн против 1160,4 тыс. тонн в 1999 году, в том числе: автомобильного бензина - на 12,2 %, дизельного топлива - на 19,1 %, мазута топочного - на 14,6 процента. Глубина переработки нефти - 57,4 %, значительно ниже среднеотраслевой (на 13,6 %).

Поставка нефти в 2000 году также увеличилась и составила 14,2 млн. тонн против 13,2 млн. тонн в 1999 году. На экспорт поставлено 6,75 млн. тонн нефти (5,9 млн. тонн в 1999 году) и на внутренний рынок - 6,8 млн. тонн, из них 4,3 млн. тонн нефти переработано на собственных НПЗ.

Реализация нефтепродуктов в 2000 году составила 7080 млн. тонн, в том числе на экспорт - 2922,7 млн. тонн и 4157,9 млн. тонн - на внутренний рынок.

Выручка от реализации продукции, работ и услуг выросла в 1,96 раза и достигла 87673,3 млн. рублей против 44881,2 млн. рублей в 1999 году. Консолидированная балансовая прибыль Компании составила 23,3 млрд. рублей против 12,6 млрд. рублей в 1999 году (рост в 1,85 раза).

Инвестиции во все дочерние акционерные общества в 2000 году достигли 18,9 млрд. рублей (рост в 2,6 раза), из которых вложения в нефтедобычу составили 10,4 млрд. рублей против 3,8 млрд. рублей в 1999 году. Это позволило существенно обновить парк основного технологического оборудования и существенно снизить показатель износа оборудования до 35-65% против 64-96% на конец 1999 года. Инвестиции в нефтепереработку составили 1,1 млрд. рублей против 0,3 млрд. рублей в 1999 году.

По состоянию на 1.01.2001 года в бюджеты всех уровней и внебюджетные фонды Компанией было начислено налоговых поступлений в сумме 22,1 млрд. рублей, перечислено 22,8 млрд. рублей (11,7 млрд. рублей в 1999 году), в том числе: в федеральный бюджет начислено 7,7 млрд. рублей, перечислено 7,9 млрд. рублей (4,01 млрд. рублей в 1999 году); в территориальные бюджеты - соответственно 9,6 млрд. рублей и 9,9 млрд. рублей (5,0 млрд. рублей в 1999 году); во внебюджетные фонды - 1,8 млрд. рублей и 1,9 млрд. рублей (1,3 млрд. рублей в 1999 году).

О развитии трубопроводного транспорта

Магистральный трубопроводный транспорт - важнейшая и неотъемлемая составляющая нефтяного комплекса России. Система магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов является важнейшим фактором стабильности и экономического роста России, обеспечивает для страны валютные поступления и позволяет осуществлять государственное регулирование внутреннего нефтяного рынка и экспорта.

Наиболее активное развитие системы нефтепроводного транспорта в России происходило в 60-е - 80-е годы, к настоящему времени до 35 % трубопроводов находятся в эксплуатации более 20 лет, что обуславливает необходимость наращивания объемов работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту объектов трубопроводного транспорта.

Проверка ОАО "АК "Транснефть", проведенная Счетной палатой Российской Федерации, показала следующее.

Единая система магистральных нефтепроводов Компании является важным звеном в структуре нефтяного рынка, обеспечивает доставку на нефтеперерабатывающие заводы России и на экспорт более 93% нефти, добываемой в стране. Кроме этого, АК "Транснефть" оказывает транспортные услуги по транзиту нефти через территорию России нефтедобывающим предприятиям Казахстана, Азербайджана и Туркменистана. Грузооборот по перекачке нефти за 1998-2000 годы соответственно составил 669, 681, 716 млрд. тонно-километров.

Деятельность АК "Транснефть", как субъекта естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе России, регулируется государством посредством установления Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации (далее - ФЭК России) тарифов на транспортные услуги и распределения Минэнерго России права доступа к экспортным нефтепроводам и терминалам в морских портах.

В настоящее время в системе эксплуатируется 46,7 тыс. км магистральных нефтепроводов. Общая емкость резервуарных парков составляет 12,8 млн. куб. метров. Техническое состояние нефтепроводного транспорта в последние годы характеризуется старением основных фондов, износ которых в 1998 году составлял 55,1%, в 1999 году - 54,6%, в 2000 году - 51,0%, а по отдельным дочерним обществам значительно выше: в ОАО "Урало-Сибирские МН" - 64,7%, ОАО "Северные МН" - 61,2%, ОАО "Дружба" - 60,6 процента.

В 1998 году Компанией разработана "Комплексная программа диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" на 1999-2001 годы".

Особое внимание в ней уделяется вопросам диагностики. Только в 2000 году обследовано более 12,5 тыс. км нефтепроводов. Значительные объемы работ выполняются по реконструкции и техническому перевооружению.

Средства на финансирование Программы заложены в тарифах на транспортировку нефти. Следует отметить, что финансирование Комплексной программы ежегодно осуществлялось, исходя из объема средств, утверждаемых ФЭК России в тарифах на транспортировку нефти, без учета технического состояния магистральных нефтепроводов и расчетных потребностей АК "Транснефть" на их ремонт и реконструкцию.

Величина и структура тарифов на транспортировку нефти, установленных ФЭК России в 1998-2000 годах, не соответствовали реальной экономической ситуации в стране и не покрывали экономически обоснованные затраты нефтетранспортных предприятий АК "Транснефть".

При росте цен на нефть на внутреннем рынке страны в 4,9 раза (с 535 рублей за 1 тонну в мае 1999 года до 2634,5 рубля в ноябре 2000 года) средний тариф за транспортировку нефти, установленный ФЭК России, увеличен только на 16,9% (с 52,6 рубля за 1 тонну до 61,5 рубля за 1 тонну).

При росте экспортной цены на нефть в 2,0 раза (с 112,4 доллара США за 1 тонну в мае 1999 года до 224,5 доллара США в ноябре 2000 года) средний тариф транспортировки нефти, установленный ФЭК России, вырос в 1,4 раза (с 6,9 доллара США до 9,7 доллара США за 1 тонну). В цене нефти, поставляемой на НПЗ России, удельный вес среднего тарифа на транспортировку нефти в цене нефти снизился с 9,82% (в мае 1999 года) до 2,33 % (в ноябре 2000 года), а в экспортной цене - с 6,13% до 4,34 процента.

Таким образом, политика ФЭК России, направленная на необоснованное сдерживание роста тарифов на услуги транспортировки нефти в условиях благоприятной конъюнктуры мировых цен на нефть, не позволила АК "Транснефть" сформировать финансовые средства в объеме, необходимом для выполнения "Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" на 1999-2001 годы".

Федеральной целевой программой "Топливо и энергия" предусматривалась подпрограмма "Реконструкция и модернизация действующих систем магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов", финансирование которой в 1996-2000 годах планировалось осуществить за счет средств федерального бюджета в объеме 13095,8 млн. рублей (92%) и средств региональных бюджетов и внебюджетных источников - 1210,0 млн. рублей (8,0%). Однако бюджетных средств на финансирование подпрограммы в проверяемом периоде не выделялось. Недостаток финансовых ресурсов, предусмотренных на эти цели в тарифах на транспортировку нефти, а также отсутствие бюджетного финансирования явились основными причинами, сдерживающими дальнейшее развитие системы магистральных нефтепроводов и доведение ее технического состояния до нормативов. При существующих объемах финансирования, несмотря на ежегодное выполнение мероприятий Комплексной программы, за последние три года техническое состояние основных фондов магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации от 20 до 30 лет, практически не изменилось и для решения данной проблемы потребуется более 10 лет.

Компания "Транснефть", наряду с обеспечением надежной эксплуатации магистральных нефтепроводов, в последние годы активно и целенаправленно проводит работу по развитию российской системы магистральных нефтепроводов. Разработана "Концепция ОАО "АК "Транснефть" по перспективному развитию магистральных нефтепроводов России до 2010 года", которая утверждена Советом директоров Компании (от 11.08.1999 г.) и одобрена Коллегией Минэнерго России. За последние два года в рамках Концепции реализован ряд проектов. Построен нефтепровод в обход Чеченской Республики, что позволило повысить надежность транзита азербайджанской нефти через территорию России. Проведено расширение нефтепровода Тихорецк - Новороссийск, в результате чего увеличилась производительность системы с 32 до 43 млн. тонн нефти в год.

Реализуется проект строительства Балтийской трубопроводной системы. Ввод 1 этапа БТС в конце 2001 года позволит увеличить поставку нефти на экспорт на 12 млн. тонн, минуя территории сопредельных государств, уйти от транзитной зависимости России за услуги по транзиту нефти, которая ежегодно обходится в 500 млн. долларов США. Так, при транспортировке нефти из Сургута транспортные затраты, связанные с ее перевалкой в порту Вентспилса, составляют 21 доллар США за 1 тонну, через порт Одессы - 22,5 доллара США, а затраты по новому маршруту снизятся до 17,5 доллара США. Строительство нового российского терминала по перевалке сырой нефти в г. Приморске Ленинградской области имеет большое геополитическое и экономическое значение и отвечает концепции экономической и стратегической безопасности России.

Второй этап строительства Балтийской трубопроводной системы предусматривает дальнейшее увеличение пропускной способности нефтепроводов до 18 млн. тонн в год, а в последующем - до 30 млн. тонн, с учетом обеспечения организации внешнего транспорта нефти с месторождений Республики Коми и Ненецкого автономного округа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, общие запасы нефти которой оцениваются в 1,5-2,0 млрд. тонн. Балтийская трубопроводная система за 20 лет эксплуатации обеспечит поступления налоговых платежей: в федеральный бюджет - более 100 млн. долларов США и 300 млн. долларов США - в бюджеты регионов Российской Федерации, по территориям которых пройдут нефтепроводы.

В 2001 году завершится строительство участка нефтепровода "Суходольская - Родионовская", что позволит осуществить поставку нефти в Новороссийск, минуя территорию Украины.

Правительством Российской Федерации одобрен и получил поддержку проект интеграции нефтепроводных систем "Дружба", "Адрия", подписан меморандум между Минэнерго России, ОАО "АК "Транснефть", ОАО "НК "ЮКОС" и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией, касающийся проекта строительства нефтепровода Россия - Китай.

Регулирование доступа к магистральным нефтепроводам и морским терминалам осуществляет Минэнерго России. На основании заявок нефтедобывающих организаций, с учетом уровня добываемой ими нефти, составляется ежеквартальный баланс нефтяного сырья, который согласовывается с Минэкономразвития России с учетом потребности внутреннего рынка России и обеспечения нефтепродуктами регионов в рамках северного завоза, экспорта в ближнее и дальнее зарубежье.

На основании расчета поставок нефтяного сырья формируется график поставок нефти на внутренний и внешний рынки.

Экспорт российской нефти по системе АК "Транснефть" в 1997 году составил 105,4 млн. тонн, в 1998 году - 113,9 млн. тонн, в 1999 году - 107,9 млн. тонн, в 2000 году - 121,6 млн. тонн. Среди наиболее крупных нефтяных компаний экспорт нефти составил:

• ОАО "ЛУКОЙЛ": в 1997 г. - 16,5 млн. тонн, в 1998 г. - 22,4 млн. тонн, в 1999 г. - 18,8 млн. тонн, в 2000 г. - 20,9 млн. тонн;
• ОАО "Роснефть": в 1997 г. - 6,3 млн. тонн, в 1998 г. - 6,9 млн. тонн, в 1999 г. - 5,0 млн. тонн, в 2000 г. - 6,3 млн. тонн;
• ОАО "Сургутнефтегаз": в 1997 г. - 13,1 млн. тонн, в 1998 г. - 14,3 млн. тонн, в 1999 г. - 12,8 млн. тонн, в 2000 г. - 14,0 млн. тонн;
• ОАО "НК "ЮКОС": в 1997 г. - 12,2 млн. тонн, в 1998 г. - 15,6 млн. тонн, в 1999 г. - 15,6 млн. тонн, в 2000 г. - 18,8 млн. тонн;
• ОАО "Славнефть": в 1997 г. - 4,7 млн. тонн, в 1998 г. - 4,5 млн. тонн, в 1999 г. - 3,9 млн. тонн, в 2000 г. - 4,1 млн. тонн;
• ОАО "ТНК": в 1997 г. - 5,3 млн. тонн, в 1998 г. - 7,1 млн. тонн, в 1999 г. - 8,3 млн. тонн, в 2000 г. - 12,2 млн. тонн;
• ОАО "Сибирская нефтяная компания": в 1997 г. - 5,2 млн. тонн, в 1998 г. - 5,8 млн. тонн, в 1999 г. - 5,1 млн. тонн, в 2000 г. - 5,6 млн. тонн.

График поставок нефти для экспорта рассчитывается, исходя из принципа равнодоступности производителей к системе магистральных нефтепроводов.

Инвестиционная политика в нефтяном комплексе

С 1975 по 1985 год Советский Союз ежегодно вкладывал 16-20 млрд. долларов США в развитие нефтяной промышленности. В 1990-1995 годах этот показатель снизился до 5-9 млрд. долларов США. Главная проблема развития нефтяного комплекса в 90-х годах - это острая нехватка инвестиций. Объем инвестиций со 112 млрд. рублей в 1990 году сократился до 33,1 млрд. рублей в 1998 году, или в 3 раза. Основные фонды имеют значительный износ. Более чем наполовину амортизировано оборудование в нефтедобыче, а в нефтепереработке износ основного оборудования превышает 80 %, что чревато угрозой техногенных катастроф. Более 50 % магистральных нефтепроводов эксплуатируются свыше 25 лет при нормативе - 30 лет. Деградация основных фондов предприятий отрасли существенно влияет на темпы ввода новых месторождений нефти. Это обусловлено тем, что разведочное бурение и обустройство новых месторождений являются весьма капиталоемкими операциями. Так, разработка месторождения с запасами от 100 до 300 млн. тонн нефти требует инвестиций в размере 2-3 млрд. долларов США с длительным циклом окупаемости (от 5 до 7 лет).

В 1998-2000 годах основным источником инвестиций в нефтяном комплексе были собственные средства предприятий комплекса. Их доля, включая заемные средства, в объеме инвестиций 1998 года доходила до 90 %, из которых более 3/4 приходилось на амортизацию и 1/8 часть - на прибыль. На инвестиционные цели в эти годы были привлечены кредиты банков по международным кредитным соглашениям - менее 2 % от общего объема инвестиций. Низкий уровень иностранных инвестиций свидетельствовал о непривлекательности российского инвестиционного климата в 90-х годах.

Для проведения государственной инвестиционной политики в нефтяной промышленности в структуре топливно-энергетического комплекса России Правительством Российской Федерации утверждена федеральная целевая программа "Топливо и энергия" на 1996-2000 годы, которая имеет крайне низкий уровень выполнения программных заданий (на уровне 20-30%). Суммарные фактические затраты за 1996-2000 годы по 19 подпрограммам составили 410 млрд. рублей в ценах 2000 года, или 21% от предусмотренных объемов инвестиций.

Финансирование федеральной программы "Топливо и энергия" за данный период распределилось следующим образом: из федерального бюджета - 3%, из бюджетов субъектов федерации - 1,3%, из внебюджетных источников - 93,1% и по кредитам банков - 0,27 процента. Эффективность выполнения Программы оказалась гораздо ниже ожидаемой, а сама Программа не стала основным механизмом реализации энергетической стратегии России. Главной причиной этого явились крайне ограниченные возможности отраслей топливно-энергетического комплекса и совершенно недостаточные меры государственной поддержки.

Важной составляющей документа являлась подпрограмма "Стабилизация нефтедобывающей промышленности и нефтегазостроительного комплекса". Она была ориентирована на стабилизацию уровня добычи нефти, восполнение минерально-сырьевой базы, освоение новых нефтяных месторождений и внедрение передовых технологических процессов добычи нефти и бурения скважин. Фактически на ее реализацию было израсходовано 381,5 млрд. рублей, или только 58,8% от предусмотренных затрат. Так, эксплуатационное бурение нефтяных скважин за 1996-2000 годы выполнено в объеме 29,4 млн. метров (на 39,3%) при предусмотренных подпрограммой 74,8 млн. метров. Введено 13817 новых нефтяных скважин - только 48% предусмотренных подпрограммой.

В Правительстве Российской Федерации отсутствует единая стратегия модернизации и технического перевооружения отечественной нефтеперерабатывающей отрасли.

Подпрограмма "Реконструкция и модернизация предприятий нефтеперерабатывающей промышленности", основная составляющая часть федеральной программы "Топливо и энергия", направленная на повышение глубины переработки нефтяного сырья с 62% до 75%, улучшение качества вырабатываемых нефтепродуктов, снижение загрязнения окружающей среды, повышение эффективности энергопотребления, также не выполнена. Финансирование подпрограммы за 1996-2000 годы осуществлено в объеме 68249,2 млн. рублей (31,8%), при этом финансирование за счет федерального бюджета не осуществлялось. Затраты за счет финансирования из средств бюджетов субъектов федерации составили 959,5 млн. рублей (1,4%), за счет внебюджетных источников - 67289,7 млн. рублей (31,8%). Из предусмотренных 38 новых установок нефтепереработки введено только 8.

Выполнение подпрограммы "Реконструкция и модернизация предприятий нефтеперерабатывающей промышленности" в полном объеме позволило бы существенно изменить качество нефтепродуктов, повысить эффективность экспорта и снизить долю отгрузки нефти на экспорт, дополнительно переработать более 70 млн. тонн нефтяного сырья и на 5-6 млрд. рублей увеличить доходы федерального бюджета.

Вышеизложенное характеризует инвестиционную ситуацию в российском нефтяном комплексе в 90-х годах как кризисную.

Анализ использования капитальных вложений предприятиями нефтяной промышленности в 1997-2000 годах показал, что большинство нефтяных компаний сократили объемы капитальных вложений.

Существенное сокращение капитальных вложений и инвестиций в 1997 году допущено в ОАО "Тюменская НК" на 60%, ОАО "НК "Коми ТЭК" - на 65%, ОАО "НК "Сибнефть" - на 84 процента. Рост инвестиций осуществлен нефтяными компаниями: ОАО "Восточная нефтяная компания" - 160% (к 1996 году), ОАО "НГК "Славнефть" - 126%, ОАО "Сиданко" - 116%, ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" - 115 процентов.

Финансовый кризис 1998 года, резкое снижение мировых цен на нефть привели к неудовлетворительным финансовым показателям многих нефтяных компаний и, как следствие, к снижению капитальных вложений в отрасль (до 33,1 млрд. рублей). Все нефтяные компании снизили капитальные вложения в развитие своих предприятий. Резкое сокращение произошло в ОАО "Сиданко" - на 58 %, ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" и ОАО "НК "ЮКОС" - на 63 %, ОАО "НК "Роснефть" - на 67 процентов.

Рост мировых цен на нефть в 1999-2000 годах оказал позитивное влияние на финансовое состояние большинства нефтяных компаний, что позволило им приступить к осуществлению крупных инвестиционных проектов.

Объемы инвестиций в 1999 году в отрасли выросли (практически во всех нефтяных компаниях) до 51,3 млрд. рублей. Наиболее крупное увеличение капитальных вложений достигнуто в ОАО "Сургутнефтегаз" - 13,9 млрд. рублей (151 % к 1998 году), ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" - 6,9 млрд. рублей (168 %), ОАО "НК "Славнефть" - 2,6 млрд. рублей (125 %), ОАО "Тюменская НК" - 2,5 млрд. рублей (145 %). Сокращение капитальных вложений допущено в ОАО "Восточная НК" - на 29 %, ОАО "НК "ЮКОС" - на 35 % и ОАО "НК "Сибнефть" - на 58 процентов.

В 2000 году инвестиции и капитальные вложения в ТЭК существенно возросли и составили 297,4 млрд. рублей, или 186,7 % к уровню 1999 года. Объемы инвестиций в нефтяной отрасли выросли до 129,9 млрд. рублей (4,4 млрд. долларов США), что в сопоставимых ценах выше уровня 1999 года на 73,1 %, но ниже в 4,5 раза уровня инвестиций в нефтяную отрасль 1985 года. Около 74,5 млрд. рублей (2,5 млрд. долларов США) вложено в нефтедобычу.

Все нефтяные компании, за исключением "Сиданко", где объем освоения капитальных вложений составил 63,4 % от уровня 1999 года, увеличили объемы инвестиций в добычу нефти. Существенный рост инвестиций наблюдается в ОАО "Тюменская НК" (в 3,4 раза), ОАО "НК "Роснефть" (2,6 раза), ОАО "НК "ЮКОС" (2,7 раза), ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (2,0 раза), ОАО "ОНАКО" (1,4 раза).

Несмотря на то, что нефтяные компании увеличили инвестиции в нефтедобычу, констатировать можно только относительную стабилизацию в нефтедобывающей промышленности, так как развитие отрасли определяется, в основном, ростом мировых цен на нефть. Сложившийся уровень инвестиций пока не обеспечивает простого воспроизводства, так как выбытие мощностей по добыче нефти в 1991-1999 годах превысило их ввод на 280 млн. тонн.

Для стабилизации и дальнейшего развития нефтяной отрасли, согласно оценочным расчетам, проведенным Минэнерго России и Минэкономразвития России, потребность в инвестициях в нефтяной комплекс на 2001-2005 годы оценивается в 10-15 млрд. долларов США в год. Поэтому главной задачей государства является формирование благоприятного инвестиционного климата.

Федеральный закон "О соглашениях о разделе продукции" должен был помочь государству привлечь столь необходимые средства западных и российских инвесторов в новые проекты. В Российской Федерации действует 4 проекта освоения углеводородного сырья на условиях соглашений о разделе продукции ("Сахалин-1", Сахалин-2", "Харьягинское месторождение" и "Самоотлорское месторождение"). Соглашения "Сахалин-1", "Сахалин-2" и "Харьягинское месторождение" вступили в силу и находятся в стадии реализации, объем осуществленных инвестиций составил более 2 млрд. долларов США. В настоящее время утверждены 14 федеральных законов, которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции 27 объектов (21 - по нефти, 2 - по газу, 3 - по золоту и 1 - по железным рудам). На рассмотрении в Государственной Думе и Правительстве Российской Федерации находятся еще 16 объектов (13 - по нефти, 2 - по золоту, 1 - по горючим сланцам).

Таким образом, с разной степенью готовности нормативных актов и фактического состояния дел в освоении на условиях раздела продукции вовлекаются 45 объекта, включающие 36 объектов нефти, 2 - природного газа, 5 - золота, 1 - железных руд, 1 - горючих сланцев.

Отношения государства и иностранных инвесторов в сфере недропользования регулируются двумя законами - "О соглашениях о разделе продукции" и "О недрах". В законе "О соглашениях о разделе продукции" нечетко прописана взаимная ответственность инвестора и государства за выполнение своих обязательств, что является ключевым условием успешного исполнения соглашений.

В 2000 году Счетной палатой Российской Федерации была проведена проверка реализации соглашений о разделе продукции по проектам "Сахалин-1" и "Сахалин-2". Опыт осуществления проекта "Сахалин-2" показал, что государство получает очень малую долю от нефтяных доходов. От этого проекта поступления сводятся к уплате единственного налога роялти (налог на добычу) по ставке всего 6% от каждой добытой тонны нефти. При этом вся нефть уходит на экспорт. Соглашение позволяет 100% выручки после уплаты роялти относить на возмещение не только текущих, но и всех капитальных затрат, включая и проценты по кредитам.

Имеются проблемы широкомасштабного привлечения российских предприятий в реализацию СРП. Минэнерго России недостаточно эффективно проводит работу по созданию информационной базы потенциальных российских подрядчиков. Информация имеется не по всей номенклатуре продукции и услуг, использование которых возможно при реализации соглашений. Следует отметить, что требования к процедуре конкурса (на поставщиков, контракты и заказы) и его победителю определяет инвестор. Практически отсутствуют контракты на создание и поставку высокотехнологического оборудования, в том числе и конверсионного производства предприятий военно-промышленного комплекса. В целом доля участия российских подрядчиков в реализации проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2" не превышает 55-60%, в то время как соглашением по проекту "Сахалин-2" предусмотрено использование отечественного оборудования, материалов и услуг в объеме 70% от потребности и 80% российской рабочей силы. Эти квоты следует сохранить, так как они защищают национальные интересы и интересы отечественных товаропроизводителей. Представляется целесообразным внести в постановление Правительства Российской Федерации от 2 февраля 2001 г. № 86 "О мерах по совершенствованию деятельности федеральных органов исполнительной власти по подготовке, заключению и реализации соглашений о разделе продукции, а также по контролю за их реализацией" дополнения, предусматривающие решение Правительством Российской Федерации следующих вопросов:

• делегирование функций по координации использования квоты на оборудование, материалы и услуги;
• обеспечение координации взаимодействия инвесторов Соглашений в части совместной разработки стандартов на оборудование и их соответствия стандартам других стран;
• утверждение разработанных Минэнерго России "Основных условий и требований при проведении конкурсов на право осуществления подрядных работ и оказания услуг при реализации Соглашений о разделе продукции";
• обеспечение создания информационной базы на весь комплекс оборудования, материалов и услуг, требующихся при реализации СРП;
• разработку федеральной программы развития нефтегазового машиностроения, в том числе по обеспечению создания морских платформ на отечественных предприятиях, с обеспечением ее финансирования за счет привлечения средств инвесторов СРП, кредитно-финансовых учреждений России и других источников;
• передачу в ведение МПР России вопросов подготовки и заключения СРП по твердым ископаемым (горнорудная промышленность);
• упрощение порядка получения согласований, лицензий и иных разрешений при реализации Соглашений о разделе продукции.

Правительством Российской Федерации должны быть созданы все необходимые условия для СРП, они должны стать привлекательными для иностранных инвесторов.

Ценовая и налоговая политика в нефтяной отрасли

В соответствии с действующим российским законодательством цены на нефть и нефтепродукты не подлежат государственному регулированию. К сферам деятельности субъектов естественных монополий, входящих в состав топливно-энергетического комплекса, в отношении которых допускается государственное регулирование цен в отрасли, относится транспортировка нефти и нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам.

В 1996-1998 гг., из-за отсутствия со стороны Правительства Российской Федерации системного подхода в области ценообразования в отраслях народного хозяйства, в российской экономике образовался диспаритет цен на продукцию добывающих и перерабатывающих отраслей, особенно проблема обострилась после девальвации рубля в августе 1998 г.

Индекс роста цен на продукцию нефтегазового комплекса на внутреннем рынке значительно отставал от роста цен на промышленную продукцию. Так, цены на газ за годы реформ (1990-1998 гг.) выросли в 12,5 тыс. раз, на нефть - в 13,6 тыс. раз, на электроэнергию - в 16 тыс. раз, в то время как цены на продукцию промышленности в целом выросли в 18,5 тыс. раз. В 1999 году 1 т условного топлива в виде газа стоила 263 рубля, в виде угля - 336 рублей, в виде мазута - 424 рубля.

На внутреннем российском рынке в 1996-1998 годах применялись различные формы оплаты за реализованную продукцию, уровень денежных расчетов не превышал 50-60%, поэтому в эти годы сложилась нереальная средняя цена на нефть и нефтепродукты, не отражающая платежеспособный спрос и реальную цену рынка.

Начиная с 1999 года, политика государства в области цен в базовых отраслях промышленности стала меняться в лучшую сторону. В начале 1999 года прогнозировался низкий уровень цен на мировом рынке (до 7-11 долларов США за баррель), но затем, начиная с марта, цены на нефть начали увеличиваться и выросли до 22 долларов США.

Рост мировых цен на нефтепродукты стимулировал нефтяные компании увеличивать поставки на экспорт, с другой стороны, наметившееся некоторое оживление отечественной экономики вызвало повышенный спрос на нефтепродукты внутреннего рынка. За 1999 год средневзвешенные цены выросли: на бензин низкооктановый - в 3,4 раза, на бензин высокооктановый - в 3,0 раза, на дизельное топливо - в 3,5 раза, на мазут топочный - в 2,8 раза, на авиакеросин - в 4,1 раза.

Правительством Российской Федерации в целях ограничения роста цен на нефтепродукты, особенно для бюджетных потребителей, 16 июня 1999 года было подписано с нефтяными компаниями картельное "Соглашение о сотрудничестве по стабилизации положения в экономике Российской Федерации", ограничивающее цены на нефтепродукты, поставляемые сельхозтоваропроизводителям, северным территориям, силовым структурам страны, потребителям МПС и РАО "ЕЭС России".

Для реализации политики насыщения внутреннего рынка нефтепродуктами были изданы постановления Правительства Российской Федерации от 10.03.1999 г. № 262 "О дополнительных мерах по обеспечению поставок топливно-энергетических ресурсов потребителям Российской Федерации" и от 30.07.1999 г. № 866 "Об обеспечении поставок отдельных видов нефтепродуктов потребителям Российской Федерации", а постановлениями от 20.09.1999 г. № 1053 и от 6.12.1999 г. № 1351 регулировались ставки вывозных таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты. В декабре 1999 года на внутреннем рынке России средневзвешенные цены на нефть и нефтепродукты практически не росли.

Рост мировых цен на нефть и нефтепродукты в 1999 году позволил многим нефтяным компаниям избежать критической ситуации, получить существенные доходы и направить их на развитие отрасли.

2000 год стал особенно успешным для нефтяной отрасли, он отмечен рекордом прошедшего десятилетия по достигнутому уровню стабильно высоких мировых цен на нефть, которые не опускались ниже 22-25 долларов США за баррель и даже доходили до 30 долларов США за баррель. В IV квартале 2000 года средние цены на нефть на внутреннем рынке достигли своей максимальной отметки - 3203 рубля за тонну, что на 62 % выше показателя соответствующего периода 1999 года.

Рост цен на нефть и нефтепродукты положительно повлиял на бюджеты российских нефтяных компаний и бюджет страны в целом.

Поступления валютных средств от экспорта нефти и нефтепродуктов в 2000 году достигли 25988,58 млн. долларов США против 15912,15 млн. долларов США в 1999 году (рост на 63%), и 12565,26 млн. долларов США в 1998 году. Валютные поступления в 2000 году от продажи нефти составили 18718,49 млн. долларов США против 11444,26 млн. долларов США в 1999 году (рост на 64%). Существенно снизились нарушения сроков текущих валютных операций. В 2000 году они составили только 35,67 млн. долларов США (0,14% от общих валютных поступлений) против 788,52 млн. долларов США (4,96%) в 1999 году.

По большинству экспортируемых и импортируемых товаров России цены внутреннего рынка вернулись на мировой уровень, на котором они находились до финансового кризиса в августе 1998 года. Цены на нефтепродукты до настоящего времени далеки от этих показателей. Цены высокооктанового бензина колеблются в диапазоне 6840-9940 руб./т (около 70% от цен на рынке европейских стран), дизтоплива - 5800-8820 руб./т (около 60% от мировых цен), мазута - 1971 руб./т (50% от мировых), тогда как до августовского кризиса 1998 года цены внутреннего рынка на бензин, дизтопливо и мазут были на уровне мировых.

Правительством Российской Федерации для обеспечения внутренних поставок ГСМ и сдерживания инфляционных процессов в экономике путем ограничения роста цен на топливно-энергетические ресурсы проводился в 2000 году мониторинг цен и расчет эффективности поставки на экспорт нефти и нефтепродуктов по сравнению с поставками на внутренний рынок России. Принято пять постановлений Правительства Российской Федерации (от 2.03.2000 г. № 185, от 30.06.2000 г. № 485, от 14.08.2000 г. № 732, от 12.10.2000 г. № 778, от 9.12.2000 г. № 939), которыми регулировался экспорт (устанавливались вывозные таможенные пошлины на нефть и нефтепродукты), что позволило удовлетворить потребности отечественного рынка и приостановить рост цен. Так, в III квартале 2000 года цены на автобензин стабилизировались, а к концу 2000 года наблюдалось даже незначительное их снижение. Средневзвешенные цены на автобензин марки А-76 снизились на 1,6%, на автобензин марки А-92 - на 1,8% и были в диапазоне 5900-11100 рублей за тонну. Минимальные цены на автобензин марки А-76 были на Рязанском НПЗ - 5900 рублей за тонну, максимальные - на Комсомольском НПЗ - 11100 рублей, на автобензин марки А-92, соответственно, 7600 рублей (Рязанский НПЗ) и 12420 рублей (Омский НПЗ). Розничные цены на автобензины в 2000 г. понижались на большей части России (в 32 территориальных центрах) и увеличивались в шести.

Оптовые цены НПЗ на дизельное топливо в октябре - декабре 2000 года не изменялись. Минимальные цены были на Рязанском НПЗ (6000 рублей за тонну), максимальные - на Комсомольском НПЗ (10000 рублей). На дизельное топливо в 16 регионах России цены повысились, в 23 - понизились.

Оптовые цены на мазут в октябре - декабре 2000 года снизились на 6 % и составили 2958 рублей за тонну. Минимальные цены на мазут были на Рязанском НПЗ (2000 рублей), максимальные - на Комсомольском НПЗ (5000 рублей).

На основании проведенных проверок можно сделать вывод, что негативное влияние на ценовую политику оказывают корпоративные цены на нефть, нефтепродукты и услуги процессинга, применяемые нефтяными компаниями. Они не противоречат действующему законодательству и не сказались в 1999-2000 годах на общих налоговых поступлениях в федеральный бюджет. В то же время внутрикорпоративные цены существенно влияют на формирование налоговых поступлений за ресурсные платежи (ВМСБ и платежи за недра), которые зачисляются в бюджеты субъектов Российской Федерации.

Конкретные размеры ставок по указанным платежам устанавливаются по согласованию с органами государственной власти субъектов Российской Федерации в лицензионных соглашениях об условиях пользования недрами. При этом субъектам Российской Федерации предоставлено право увеличивать ставку налога в зависимости от геолого-географических и экономических условий разработки конкретного месторождения. Максимальный размер такого увеличения должен быть установлен законодательством Российской Федерации.

Как правило, корпоративные цены устанавливаются ниже действующих цен на нефть на внутреннем рынке. Это приводит к снижению уровня прибыльности, рентабельности и налогооблагаемой базы нефтедобывающих предприятий.

Так, в Ханты-Мансийском автономном округе, где добывается более 55% российской нефти крупными нефтяными компаниями: ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "НК "ЮКОС", ОАО "НГК "Славнефть", ОАО "Сиданко" и другими, внутрикорпоративные цены в 1998-2000 годах оказали свое негативное влияние на поступления в бюджет округа. Средняя корпоративная цена закупки нефти в 1999 году Компанией "Славнефть" у дочернего общества ОАО "Славнефть-Мегион" была 576 рублей за тонну при средней себестоимости добычи 1 тонны нефти - 336,04 рубля, в то время как средневзвешенная цена приобретения Компанией нефти на российском рынке - 1803 рубля. Средняя рентабельность товарной нефти, реализованной ОАО "Славнефть-Мегион", составила 39,0 процента. В 2000 году средняя корпоративная цена закупки нефти Компанией "Славнефть" составляла 1043 рубля за тонну при средней себестоимости ее добычи - 562,91 рубля и при средневзвешенной цене нефти, закупаемой на российском рынке, - 3203 рубля.

Средняя рентабельность товарной нефти, реализованной ОАО "Славнефть-Мегион" составила 68,3 процента. Применение Компанией "Славнефть" корпоративных цен на нефть (заниженных по сравнению с ценами внутреннего рынка) в 1999-2000 гг. не обеспечило получения достаточной прибыли для осуществления инвестиционной деятельности ОАО "Славнефть-Мегион" по коренной реконструкции и модернизации производства.

Такое же положение дел с применением корпоративных цен имеет место и в других нефтяных компаниях ("Роснефть", "ЛУКОЙЛ", "ЮКОС"). Так, ОАО "Юганскнефтегаз" (подразделение ОАО "НК "ЮКОС") продавало нефть в 2000 году по 1200 рублей за тонну, ОАО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" - 1260 рублей за тонну. Нефтяная компания ОАО "Сургутнефтегаз" практически не применяет корпоративные цены (покупает нефть у дочерних обществ по цене 2800 рублей за тонну) и в течение последних 3 лет формирует до 50% и более всех налоговых доходов бюджета Ханты-Мансийского автономного округа. За счет применения нефтяными компаниями внутрикорпоративных цен потери бюджета Ханты-Мансийского автономного округа за 1998-2000 годы составили, соответственно, 158,1 млн. рублей, 4,8 млрд. рублей и 26,9 млрд. рублей.

Серьезным препятствием для эффективного налогового контроля за применением внутрикорпоративных цен нефтяными компаниями является отсутствие российского свободного рынка нефти и невозможность применения положений статьи 40 части первой Налогового кодекса Российской Федерации, которой цены на нефть (по любым сделкам с нефтью и нефтепродуктами) признаются рыночными. Налоговым кодексом Российской Федерации не установлены официальные источники информации о рыночных ценах на товары, а также о биржевых котировках. Из-за отсутствия института российского рынка налогооблагаемая база по внутрикорпоративным ценам отсутствует.

Правительству Российской Федерации необходимо внести дополнения в Налоговый кодекс Российской Федерации в части формирования института справочных цен и утвердить методику их формирования.

Для определения уровня и динамики реальных рыночных цен в стране, смягчения ценовых колебаний, считаем целесообразным сформировать ряд отсутствующих в России рыночных институтов, целью которых будут:

• создание нефтяной товарной биржи, фьючерского рынка нефтяных контрактов. При этом должен быть сохранен государственный контроль за ценами на продукцию и услуги естественных монополий;
• определение порядка установления экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, которые должны рассматриваться как механизм изъятия в доход государства ценовой ренты, часть которой может быть направлена на инвестиции в нефтяной комплекс России.

Контроль и влияние государства на развитие нефтяного комплекса должны быть усилены, в том числе и ценообразующая политика на нефтяном рынке.

Одной из основных причин кризисного положения в нефтяной промышленности, сложившегося в 1992-1999 годах, явилось отсутствие единого органа, определяющего государственную политику в нефтяном комплексе, регулирующего его деятельность и отвечающего за развитие этой стратегически важной отрасли экономики страны. Бывшие Минэкономики России и Минтопэнерго России, а также Минфин России и Минприроды России действовали разрознено, преследуя свои узковедомственные цели, в ряде случаев противоречащие друг другу.

До настоящего времени функции по комплексному решению проблем нефтяной отрасли, в частности: разработка баланса реальных потребностей российской экономики в нефти и нефтепродуктах, мер налогового, таможенного, лицензионного и инвестиционного регулирования, обеспечивающих развитие нефтяной промышленности с необходимыми стране темпами и пропорциями, распределена между различными федеральными органами исполнительной власти. В результате этого необходимые практические меры государственного регулирования нередко запаздывают, а в ряде случаев оказываются неэффективными.

В целях разработки и реализации эффективной государственной политики по комплексному и гибкому регулированию развития стратегически важной нефтяной промышленности, обеспечивающей экономическую безопасность страны, считаем целесообразным рассмотреть вопрос о концентрации соответствующих функций в едином органе государственной власти.

Налоговое законодательство, действующее в нефтяном комплексе, создано в 1992 году. Оно не было адаптировано к рыночным условиям и носило чисто фискальный характер, преследуя цель любыми путями наполнить федеральный бюджет. Уровень сбора налогов в народном хозяйстве в 90-х годах составлял не более 50%, в нефтяной отрасли - 80-85 процентов

Необходимо проведение налоговой реформы в добывающих отраслях ТЭК, конечной целью которой должен стать переход на трехуровневую систему взимания налогов:

• первый уровень - взимание государством разумно обоснованной части прибыли со всех субъектов предпринимательской деятельности. При этом в распоряжении хозяйствующих субъектов должны оставаться средства для инвестиционной и инновационной деятельности;

• второй уровень - взимание государством разумно обоснованной части горной ренты. Действующая законодательная база в области недропользования по многим своим параметрам не соответствует сложившейся в отрасли структуре в основном истощенных запасов и действующей системе управления и регулирования вертикально-интегрированными компаниями.

Для преодоления сложившейся ситуации главным стратегическим направлением должна стать разработка единого пакета соподчиненных законодательных и нормативных актов, обеспечивающего гибкое (стимулирующее) налогообложение в части эксплуатации истощенных запасов, ввода в разработку трудноизвлекаемых запасов с помощью новых технологий, ввода в эксплуатацию бездействующих, законсервированных и контрольных скважин, применения методов повышения нефтеотдачи пластов.

Результаты проведенных проверок подтверждают, что основная причина перевода нефтяных скважин в категорию бездействующих и их консервации (из-за низкого дебита нефти и высокой обводненности) - действующая налоговая система, которая ориентирована на налогообложение высокодебитных месторождений и не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин и роста обводненности.

Принятие федерального закона "О налоговом режиме добычи нефти из низкопродуктивных участков недр" позволило бы не только стабилизировать добычу нефти, но и увеличить ее ежегодную добычу;

• третий уровень - взимание государством разумно обоснованной части дифференциальной ренты, то есть прибыли, полученной предприятиями, находящимися в относительно лучших экономических условиях.

Проверки налоговых органов и ряда предприятий нефтегазового комплекса Краснодарского края (ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз", ОАО "Роснефть-Туапсинский НПЗ" и ЗАО "Краснодарэконефть"), проведенные Счетной палатой Российской Федерации в 2000 году по вопросам правильности исчисления, полноты и своевременности уплаты налоговых и других обязательных платежей в бюджет, законности, обоснованности и целевого использования налоговых льгот, рассрочек и отсрочек налоговых кредитов, показали, что МНС России до настоящего времени не разработан механизм возврата из федерального бюджета акциза по подакцизным товарам и подакцизному минеральному сырью при их экспорте. В частности: отсутствуют нормативные документы, регламентирующие форму договора поручительства; перечень уполномоченных банков, с которыми налоговые органы вправе заключить договоры поручительства, а также отсутствует процедура принудительного взыскания сумм налога и пени с поручителя, так как договор поручительства налогового органа с банком носит гражданско-правовой характер, что приводит к разночтению в действиях нижестоящих налоговых органов и налогоплательщиков, и, в свою очередь, может привести к необоснованному возмещению значительных сумм акциза из федерального бюджета.

Установлены факты нарушений налогового законодательства, а также выявлен ряд нерешенных до настоящего времени проблем законодательного порядка, приводящих к значительным потерям федерального и регионального бюджетов. Так, в налогооблагаемую базу для исчисления акциза на нефть не включались объемы нефти, используемые на собственные технологические нужды, сумма отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы определялась, исходя из договорных цен, которые были ниже рыночных и ниже себестоимости первого товарного продукта с учетом рентабельности в отчетном периоде.

Возросшие цены на нефть в 1999-2000 годах позволили нефтяным компаниям увеличить платежи в бюджеты. Так, если в начале 1999 года всеми нефтяными компаниями в бюджеты всех уровней перечислялись налоги в общей сумме 240 млн. рублей в месяц, то уже в конце 1999 года ежемесячные налоговые платежи возросли до 600 млн. рублей. Общие поступления налоговых платежей в федеральный бюджет по нефтяному комплексу в 1999 году составили 39,8 млрд. рублей, из них от нефтедобывающей промышленности - 32,0 млрд. рублей (80,4%).

В 2000 году в федеральный бюджет поступило по налоговым платежам 637,4 млрд. рублей, из них от промышленности - 264,1 млрд. рублей (41,4%), в том числе от топливной промышленности - 106,9 млрд. рублей (40,5%). Из них налоговые поступления от нефтяной промышленности - 89,8 млрд. рублей (84% всех поступлений от топливной промышленности и 34% поступлений от промышленности), из которых 70,5 млрд. рублей (78,5%) составили налоговые доходы от нефтедобывающей промышленности. В том числе:

• налог на прибыль - 37,8 млрд. рублей (против 12,5 млрд. рублей в 1999 г.);

• налог на добавленную стоимость - 23,2 млрд. рублей (13,0 млрд. рублей в 1999 г.);

• акциз - 16,3 млрд. рублей (8,6 млрд. рублей в 1999 г.); платежи за пользование природными ресурсами - 9,3 млрд. рублей (4,1 млрд. рублей в 1999 г.).

По состоянию на 1 января 2001 года уровень уплаты текущих налоговых платежей нефтяными компаниями в федеральный бюджет составил 120% от начисленных сумм. Вертикально-интегрированными нефтяными компаниями в конце 1999 - начале 2000 года полностью погашена просроченная налоговая задолженность перед федеральным бюджетом, накопленная за предыдущий период. Так, если на 1 января 2000 года задолженность по ним составляла 5,5 млрд. рублей, в том числе отсроченные платежи - 1,7 млрд. рублей, то на 1 января 2001 года имелась переплата в сумме 6,1 млрд. рублей, в том числе отсроченные платежи - 0,3 млрд. рублей.

Доля налоговых платежей, поступающих от нефтяного комплекса, в общей сумме поступлений выросла более чем в три раза и составила в 1998 году 10,6%, в 1999 году - 13,2% и в 2000 году - 30,8 процента.

Основные показатели работы ведущих нефтяных компаний в 1999-2000 годах

Таблица 1

В МНС России отсутствуют расчеты суммарной налоговой нагрузки крупнейших нефтяных компаний на одну тонну добытой нефти, а также официальная информация, подтверждающая объективность участия нефтяных компаний в формировании внутрикорпоративных цен и их влияние на финансовые результаты нефтедобывающих предприятий и налоговые поступления в бюджеты всех уровней. В МНС России не имеется база данных применения нефтяными компаниями корпоративных цен.

Доходы федерального бюджета от продажи акций нефтяных компаний в 1997-2000 годах составили 45,5 млрд. рублей.

В 1997 году за счет продажи акций нефтяных компаний и отдельных акционерных обществ, входящих в нефтяной комплекс, при запланированном в федеральном бюджете в 1997 году получении доходов в размере 4,179 млрд. рублей получено 6,7 млрд. рублей, в том числе: ОАО "Восточная нефтяная компания" - 5,188 млрд. рублей, "Коми ТЭК" - 771 млн. рублей, ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" - 312 млн. рублей, ОАО "НГК "Славнефть" - 232 млн. рублей, ОАО "Востсибнефтегаз" - 101 млн. рублей, ОАО "Тюменская нефтяная компания" - 145 млн. рублей.

В 1998 году в федеральном бюджете планировалось получение 8,125 млрд. рублей доходов от приватизации предприятий отрасли. Фактическое поступление составило только 0,649 млрд. рублей (ОАО "НГК "Сибур" - 0,510 млрд. рублей, ОАО "Тюменская нефтяная компания" - 0,123 млрд. рублей, ОАО "НОРСИ-ОЙЛ" - 0,016 млрд. рублей).

На 1999 и 2000 годы (в законах о федеральном бюджете) средства от приватизации как задание не значатся, а заложены средства от аренды и дивиденды по акциям. Средства от приватизации предприятий отрасли направлялись на выплату по долговым обязательствам.

В 1999 г. от реализации акций предприятий нефтяного комплекса было получено 9,4 млрд. рублей (ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" - 6,8 млрд. рублей, ОАО "ТНК" - 2,6 млрд. рублей).

В 2000 году поступления в федеральный бюджет от реализации акций нефтяных компаний составили 28,7 млрд. рублей (ОАО "ОНАКО" - 24988,2 млн. рублей, ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" - 3028 млн. рублей, ОАО "Сургутнефтегаз" - 555,9 млн. рублей, ОАО "НГК "Сибур" -125,8 млн. рублей).

Доходы федерального бюджета, полученные в виде дивидендов по акциям нефтяных компаний, принадлежащих государству, в 1997-2000 гг. составили 1312,9 млн. рублей.

В федеральных бюджетах на 1997 и 1998 годы получение доходов в виде дивидендов по акциям, принадлежащим государству, не планировалось. Вместе с тем в 1998 году доходы федерального бюджета за счет дивидендов по нефтяному комплексу составили 72,7 млн. рублей, а прибыль Российской Федерации от участия в СП "Вьетсовпетро" - 782,6 млн. рублей.

В 1999 году федеральным бюджетом планировалось получение доходов за счет дивидендов по акциям, находящимся в федеральной собственности в размере 2167,8 млн. рублей, из которых 1443,1 млн. рублей - по акциям топливно-энергетического комплекса. По итогам года получено 556,0 млн. рублей, в том числе по нефтяному комплексу - 146,1 млн. рублей, прибыль Российской Федерации от участия в СП "Вьетсовпетро" составила 5675,0 млн. рублей.

В 2000 году федеральным бюджетом планировалось получение доходов за счет дивидендов по акциям, находящимся в федеральной собственности, в размере 5061,6 млн. рублей. По акциям топливно-энергетического комплекса, находящимся в федеральной собственности, контрольные цифры по получению дивидендов были установлены в размере 2200 млн. рублей. Получено 3021 млн. рублей, в том числе по предприятиям нефтяного комплекса - 1089,6 млн. рублей. Прибыль Российской Федерации от участия в СП "Вьетсовпетро" составила 11,807 млрд. рублей, или в 10 раз больше доходов федерального бюджета, полученных от выплаты дивидендов всей нефтяной отраслью.

Перспективы развития нефтяного комплекса

Минтопэнерго России (Минэнерго России) совместно с заинтересованными министерствами и ведомствами, акционерными обществами и нефтяными компаниями были разработаны "Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России", которые рассматривались на заседании Правительства Российской Федерации 14.10.99 г. Дальнейшая работа по проблемам перспективного развития нефтяного комплекса была продолжена при разработке основных положений "Энергетической стратегии России на период до 2020 года", которые были рассмотрены и одобрены на заседании Правительства Российской Федерации 23.11.2000 г.

Нефтедобывающая промышленность

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями, научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Намечается добиться дальнейшего наращивания уровня добычи нефти до 360 млн. тонн к 2020 году за счет:

• изменения стратегии и повышения эффективности геологоразведочных работ;
• вовлечения в эксплуатацию бездействующего фонда скважин и доведения его до норматива;
• освоения новых месторождений нефти;
• подготовки к промышленному освоению нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорского бассейна, Восточной Сибири, Республики Саха (Якутия), на шельфах северных морей, Каспийского моря и о. Сахалина.

Основным нефтедобывающим районом России остается Западная Сибирь, хотя ее доля снизится к 2020 году до 58% против 68% в настоящее время. После 2010 года масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорском бассейне, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на восточные регионы России к 2020 году будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране.

Предполагается дальнейшее развитие механизма соглашений о разделе продукции. Основными районами концентрации проектов СРП являются Западная Сибирь, Волго-Уральский регион, Сахалинская область, Республика Коми и Ямало-Ненецкий автономный округ. Прирост добычи нефти за счет реализации проектов СРП может составить к 2010 году 100 млн. тонн в год, из которых 65 млн. тонн - на 11 новых месторождениях.

Нефтеперерабатывающая промышленность

Одним из приоритетов энергетической стратегии является модернизация и коренная реконструкция предприятий нефтеперерабатывающей промышленности для выведения ее на современный технический уровень. Переработка нефти в 2020 году намечается в объемах 200-225 млн. тонн.

Структурная перестройка нефтеперерабатывающей промышленности предусматривает:

• повышение глубины переработки нефти до 75-80% в 2010 г. и 85% к 2020 г.;
• обеспечение в полном объеме потребности страны в высококачественных светлых нефтепродуктах и повышение эффективности экспорта жидкого топлива;
• вывод из эксплуатации излишних и неэффективных установок и других объектов НПЗ;
• снижение энергетических и материальных затрат в процессах производства продуктов нефтепереработки и нефтехимии;
• максимальное приближение производства нефтепродуктов к их потребителям, в том числе за счет строительства современных малых и средних НПЗ в местах потребления.

Увеличение загрузки мощностей нефтеперерабатывающих заводов до 90-95% и глубины переработки нефти до 80-85% позволит дополнительно переработать более 70 млн. тонн нефтяного сырья и увеличить выпуск нефтепродуктов до 65 млн. тонн, что равносильно увеличению доходов в среднем на 5-6 млрд. рублей. Техническое перевооружение и реконструкция нефтеперерабатывающей промышленности России позволит не только изменить качество продуктов нефтепереработки, но и увеличить выпуск высококачественных светлых нефтепродуктов, соответствующих мировым стандартам, повысить эффективность экспорта нефтепродуктов и существенно снизить при этом долю отгрузки нефти на экспорт.

Выводы

1. Нефтяная промышленность России - стратегически важное звено в нефтегазовом комплексе - обеспечивает все отрасли экономики и население широким ассортиментом моторных видов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии, котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами. На долю России приходится около 13% мировых запасов нефти, 10% объемов добычи и 8,5% её экспорта. В структуре добычи основных первичных энергоресурсов на нефть приходится около 30 процентов.
2. Структура нефтяного комплекса сформировалась в соответствии с Указами Президента Российской Федерации от 1.07.1992 г. № 721 "Об организационных мерах по преобразованию государственных предприятий, добровольных объединений государственных предприятий в акционерные общества" и от 17.11.1992 г. № 1403 "Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения" в результате преобразования государственных предприятий и организаций нефтяного комплекса в акционерные общества и проведенной приватизации.

В настоящее время в нефтяном комплексе функционирует 17 вертикально-интегрированных структур, из них 9 - с долей собственности Российской Федерации: ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (13,74%), ОАО "НК "Роснефть" (100%), ОАО "НГК "Славнефть" (74,95%), ОАО "НК "НОРСИ-ОЙЛ" (85,36%), ОАО "Восточная нефтяная компания" (36,8%), ОАО "РМНТК "Нефтеотдача" (100%), ОАО "Тюменский нефтяной научно-технологический центр" (100%), ОАО "АК "Транснефть" (75%), ОАО "Транснефтепродукт" (100%).

Полностью реализованы в установленном законодательством порядке пакеты акций 8 нефтяных компаний, ранее находившихся в федеральной собственности: "ЮКОС", "Сургутнефтегаз", "Сибнефть", "Сиданко", "ОНАКО", "Коми ТЭК", "Востсибнефтегаз", "Сибур", "Тюменская нефтяная компания".

Пакеты акций 90 акционерных обществ научного, геофизического, машиностроительного и сервисного профиля, находящиеся в собственности Российской Федерации, составляют от 25 до 38 процентов.

В составе нефтяного комплекса - 25 нефтеперерабатывающих заводов суммарной мощностью по первичной переработке 261 млн. тонн нефти в год и 6 заводов по производству смазочных материалов.

3. Нефтяной потенциал России - это 2653 нефтяных и нефтеконденсатных месторождения, из них 21 месторождение расположено на шельфах.

Запасы нефти по 2328 месторождениям учтены Государственным балансом запасов, 1837 месторождений (80,5 %) являются чисто нефтяными. В разработке находятся 1222 месторождения, в них сосредоточено 77 % всех запасов нефти, которые находятся в недрах 40 субъектов Российской Федерации, в 35 субъектах осуществляется добыча нефти. Доминирующее значение имеет Ханты-Мансийский автономный округ, где сконцентрировано свыше 50 % запасов нефти.

Нефтяная отрасль в последние годы развивалась в условиях ухудшения качества сырьевой базы. В результате обвального спада геологоразведочных работ, начавшегося с 1992 года, разведанные запасы нефти к 1999 году снизились в целом по стране на 13 %, а в основном нефтедобывающем регионе - Западной Сибири - на 17,3 процента.

Объемы поисково-разведочного бурения уменьшились более чем в 4 раза, эксплуатационного - в 7 раз, произошло пятикратное сокращение ввода новых скважин. Прирост запасов нефти, начиная с 1994 года, не компенсирует текущую добычу (восполнение добычи новыми запасами остается на уровне 3/4). Разведанные запасы нефти за 1997-1999 годы сократились на 613 млн. тонн, а в Западной Сибири - на 528 млн. тонн.

Ранее открытые нефтяные месторождения в основном мелкие, не превышающие нескольких сотен тысяч тонн, и низкодебитные. Дебит новых нефтяных скважин снизился в Западной Сибири более чем в 10 раз, а в целом по России - в 5 раз. Более 70 % запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низкодебитных скважин (от 10 до 25 т/сутки) и на грани "нулевой" рентабельности, свыше трети разрабатываемых запасов имеют высокую обводненность, достигшую 70 процентов.

Ввод в действие новых производственных мощностей в нефтяном комплексе сократился в 2-5 раз. По существу, был упущен важный период подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем - и к разработке промышленных запасов нефти.

Ухудшилась структура запасов нефти. Доля активных (высокопродуктивных) запасов в балансе общих запасов нефти большинства нефтяных компаний составляет 45 %, и наблюдается тенденция к ее дальнейшему снижению. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти уже достигла 55-60 % и продолжает расти.

Ухудшилось использование фонда скважин, в два раза сократилось их общее количество. Бездействующий фонд скважин (на 1 января 2000 года) достиг 79 тыс. единиц с потенциальной добычей из них 80 млн. тонн нефти. Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти (более продуктивных по мощности), что в конечном итоге приводит к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов и является грубейшим нарушением Закона "О недрах". В нефтяной отрасли практически свернуты работы по освоению новых нефтегазодобывающих районов, с большими трудностями идет реализация проектов на основе соглашений о разделе продукции. Длительная ориентация страны на экспортно-сырьевую специализацию в современных условиях становится экономически несостоятельной и экологически неприемлемой.

4. В нефтедобывающей отрасли произошло резкое снижение объемов добычи нефти с конденсатом: с 516 млн. тонн в 1990 году до 301,3 млн. тонн в 1996 году, при максимально достигнутом уровне добычи нефти в 569 млн. тонн в 1987 году.

Объемы переработки нефти снизились с 295 млн. тонн в 1990 году до 163,7 млн. тонн в 1998 году. Производство моторных видов топлива уменьшилось в 3 раза, смазочных масел, нефтебитума, электродного кокса, ароматики - в 2-3 раза, основных продуктов нефтехимии - в 7 раз. Глубина переработки нефти снизилась до 65 % в 1998 году при достигнутых 90% на НПЗ США.

Среднеотраслевая загрузка мощностей нефтеперерабатывающих заводов России в 1998 году составила чуть более 50 % при экономически обоснованном уровне - 80-85 процентов. Сеть нефтепродуктопроводов нефтеперерабатывающих заводов изношена более чем на 63 процента.

С 1999 года в нефтяном комплексе наблюдается некоторая стабилизация. Объем добычи нефти вырос на 2,0 млн. тонн и составил 305,4 млн. тонн. В 2000 году предприятиями нефтяного комплекса добыто 323,3 млн. тонн, что на 17,9 млн. тонн (5,5%) больше уровня 1999 года. Прирост добычи нефти в 2000 году, в основном, обеспечен высокими мировыми ценами на нефть. Основной объем добычи нефти, эксплуатационного бурения и ввода новых мощностей (скважин) приходился на Западную Сибирь (68%) и Урало-Поволжье (26%), где ранее была создана мощная сырьевая база и широко развернутая инфраструктура для добычи нефти. Российские вертикально-интегрированные нефтяные компании добыли в 2000 году 280,8 млн. тонн нефти, что на 12,6 млн. тонн больше уровня добычи 1999 года (268,2 млн. тонн).

Имеют место факты неисполнения некоторыми нефтяными компаниями условий, оговоренных в лицензиях на добычу нефти. Так, нефтяная компания "ЮКОС" добыла в 2000 году на 6,6 млн. тонн нефти меньше, чем установлено в ее лицензиях, Компания "ЛУКОЙЛ" - на 2,1 млн. тонн, "Сибнефть" - на 0,7 млн. тонн.

В 2000 году поставки нефтяного сырья на переработку для внутреннего рынка составили 179,3 млн. тонн, что на 8,8 млн. тонн больше чем в 1999 году, отгрузка нефти на экспорт - 124,5 млн. тонн, что на 5,7 млн. тонн больше уровня 1999 года. На российских нефтеперерабатывающих заводах переработано 174,5 млн. тонн нефтяного сырья, что на 5,7 млн. тонн больше чем в 1999 году. Выработка основных нефтепродуктов существенно увеличилась и составила по бензину 28 млн. тонн (рост на 1 млн. тонн), дизельному топливу - 49 млн. тонн (на 2,5 млн. тонн). Увеличен выпуск высококачественных марок бензинов, доля которых в общих объемах производства составляет: по неэтилированному бензину - 97,7%, автобензину высокооктановому - 42,9%, малосернистому дизельному топливу - 86,8%. Обеспечен рост производства бензина прямогонного (на 49%), бензола (16%), кокса (15%), смазочных масел (на14 %) и других нефтепродуктов.

Среднеотраслевая глубина переработки нефти на НПЗ нефтяных компаний достигла в 2000 году 71%, превысив на 3,5% показатель 1999 года. Средняя загрузка перерабатывающих мощностей возросла до 62,2% против 52% в 1999 году.

5. Инвестиционная политика в нефтяном комплексе до 2000 года характеризуется как неудовлетворительная и кризисная. Объем инвестиций сократился со 112 млрд. рублей в 1990 году до 51,3 млрд. рублей в 1999 году. Износ основного оборудования в нефтедобыче достиг 50 %, а в нефтепереработке превышает 80 процентов. Более 50 % магистральных нефтепроводов эксплуатируются свыше 25 лет при нормативе 30 лет.

Федеральная целевая программа "Топливо и энергия" за 1996-2000 годы не выполнена. Фактическое финансирование исполнено в сумме 410 млрд. рублей (в ценах 2000 года), или только 21 % от предусмотренных объемов инвестиций. Главной причиной этого явились крайне ограниченные финансовые возможности отраслей топливно-энергетического комплекса и совершенно недостаточные меры государственной поддержки.

В Правительстве Российской Федерации отсутствует единая стратегия модернизации и технического перевооружения отечественной нефтеперерабатывающей отрасли.

Подпрограмма "Реконструкция и модернизация предприятий нефтеперерабатывающей промышленности", основная составляющая часть федеральной программы "Топливо и энергия", направленная на повышение глубины переработки нефтяного сырья с 62 % до 75 %, улучшение качества вырабатываемых нефтепродуктов, снижение загрязнения окружающей среды, повышение эффективности энергопотребления, также не выполнена. Финансирование подпрограммы осуществлено в объеме 68249,2 млн. рублей (31,8 %), при этом финансирование за счет федерального бюджета не осуществлялось. Затраты за счет финансирования из средств бюджетов субъектов федерации составили 959,5 млн. рублей (1,4 %), за счет внебюджетных источников - 67289,7 млн. рублей (31,8 %). Из предусмотренных к вводу 38 новых установок нефтепереработки введено только 8.

Выполнение подпрограммы "Реконструкция и модернизация предприятий нефтеперерабатывающей промышленности" в полном объеме позволило бы существенно изменить качество нефтепродуктов, повысить эффективность экспорта и снизить долю отгрузки нефти на экспорт, дополнительно переработать более 70 млн. тонн нефтяного сырья и на 5-6 млрд. рублей увеличить доходы федерального бюджета.

Финансовый кризис 1998 года и резкое снижение мировых цен на нефть привели к неудовлетворительным финансовым результатам многих нефтяных компаний и, как следствие, снижению капитальных вложений в отрасль. Рост мировых цен на нефть в 1999-2000 годах оказал позитивное влияние на финансовое состояние большинства нефтяных компаний, что позволило им приступить к осуществлению крупных инвестиционных проектов.

Объемы инвестиций в 1999 году в нефтяной отрасли выросли до 51,3 млрд. рублей, а в 2000 году - более чем в 2,5 раза и достигли 129,9 млрд. рублей (4,4 млрд. долларов США), но при этом были в 4,5 раза ниже уровня инвестиций 1985 года. Около 74,5 млрд. рублей (2,5 млрд. долларов США) вложено в нефтедобычу.

2000 год можно охарактеризовать как год относительной стабилизации в нефтедобывающей промышленности, так как развитие отрасли определилось в основном ростом мировых цен на нефть. Однако сложившийся уровень инвестиций пока не обеспечивает простого воспроизводства, выбытие мощностей по добыче нефти в 1991-1999 годах превысило их ввод на 280 млн. тонн.

Для стабилизации и дальнейшего развития нефтяной отрасли, согласно оценочным расчетам, проведенным Минэнерго России и Минэкономразвития России, потребность в инвестициях на 2001-2005 годы оценивается в 10-15 млрд. долларов США. Главной задачей государства является формирование благоприятного инвестиционного климата.

6. В 1996-1998 годах, из-за отсутствия со стороны Правительства Российской Федерации системного подхода в вопросах ценообразования во многих отраслях народного хозяйства, в российской экономике образовался диспаритет цен на продукцию добывающих и перерабатывающих отраслей, особенно обострившийся после девальвации рубля в августе 1998 года.

Индекс роста цен на продукцию нефтегазового комплекса на внутреннем рынке значительно отставал от роста цен на промышленную продукцию. Так, цены на газ за годы реформ (1990-1998 гг.) выросли в 12,5 тысячи раз, на нефть - в 13,6 тысячи раз и на электроэнергию - в 16 тысяч раз, в то время как цены на продукцию промышленности в целом выросли в 18,5 тысячи раз. В 1999 году 1 тонна условного топлива в виде газа стоила 263 рубля, в виде угля - 336 рублей, в виде мазута - 424 рубля. На внутреннем рынке (в 1996-1998 гг.), где применялись различные формы оплаты за реализованную продукцию, и уровень денежных расчетов не превышал 50-60 %, сложилась нереальная сред