А.А.Конопляник  (Фонд развития энергетической и инвестиционной политики
  и проектного финансирования)

---

    Основными целями развития нефтяной промышленности с позиции государства являются стабильное, бесперебойное и экономически эффективное обеспечение внутреннего и внешнего платежеспособного спроса на нефть и продукты ее переработки, стабильное поступление налогов в бюджет, а также генерирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг и т.п.).
    В ближайшие 10-15 лет насущной задачей развития нефтяной отрасли является наращивание обеспеченных платежеспособным спросом объемов производства углеводородов, по крайней мере, до тех пор, пока экономия энергии не станет конкурентоспособной альтернативой их производству. В течение этого периода именно нефтегазовый комплекс должен будет запустить маховик экономического роста, используя мультипликативный эффект от инвестиций в него. В конце этого периода, продолжительность которого будет не меньше продолжительности полного инвестиционного цикла в нефтегазовых отраслях (инвестиции в нефть и газ, запускающие экономический рост в других отраслях, должны будут успеть окупиться), может наступить этап постепенной стабилизации или даже снижения спроса на углеводороды на внутреннем рынке. Рост масштабов экономики, ведущий к росту потребностей в углеводородах, будет компенсироваться снижением потребностей за счет повышения эффективности использования нефти и газа.
    Максимальный уровень добычи нефти в стране был достигнут в 1988 г. Впоследствии произошло его снижение, носившее поначалу обвальный характер. К 2000 г. добыча стабилизировалась на уровне чуть более 300 млн т/год, а в 2000 г. в силу благоприятной ценовой конъюнктуры выросла до 323 млн т. В соответствии с прогнозируемым социально-экономическим развитием страны добыча нефти для удовлетворения внутренних потребностей и экспортных поставок к 2020 г. должна составить 360 млн т/год. Хватит ли у России добывающих мощностей для обеспечения необходимого объема добычи?

    ДОБЫЧА НЕФТИ В 90-е гг. – ОБЪЕКТИВНЫЙ ХАРАКТЕР СПАДА

    По разведанным запасам нефти Россия входит в число ведущих нефтедобывающих стран. В ее недрах (в основном в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере) сосредоточено 12-13 % мировых запасов нефти.
    Замедление развития нефтедобычи в 90-е гг. отчасти связано с объективными причинами, в частности с качественным ухудшением сырьевой базы отрасли. Степень выработки запасов категорий А, В, С₁ достигла 54 %, в главном нефтедобывающем регионе – Западной Сибири – превысила 43 %. Основные нефтегазоносные провинции вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Начальный ресурсный потенциал (накопленная добыча + запасы категорий А, В, С₁+С₂) “новых” нефтегазоносных провинций кратно меньше, чем “старых” (рис. 1).

Рис.1. Динамика добычи нефти в СССР, России и их основных нефтедобывающих регионах

    Время открытия гигантских месторождений, за счет которых обеспечивались приросты запасов, а издержки разведки и добычи снижались, прошло. Сегодня эффективность геолого-разведочных работ (ГРР) невысока, открываются в основном мелкие и средние месторождения (запасы каждого из открытых в последние годы месторождений в среднем составляют 1,5 млн т против десятков и сотен миллионов тонн на месторождение в прошлые годы), удаленные от существующей производственной инфраструктуры. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55-60 % и продолжает расти (по прогнозам, к 2010 г. может достичь 70 %). При этом резко сократились объемы ГГР (за 90-е гг. – в 3,5 раза) и масштабы их финансирования, почти повсеместно продолжается сокращение фронта поисковых работ. В результате приросты разведанных запасов в последние годы даже не компенсируют текущую добычу нефти (в последние годы – только на 2/3).
    Основными районами разведки и добычи нефти остаются традиционные, характеризующиеся высокой степенью разведанности и выработанности запасов: Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Европейский Север (соответственно 68, 27 и 4 % текущей добычи нефти в стране). Эти районы останутся базовыми для добычи нефти и в обозримой перспективе – на их долю в 2020 г. придется соответственно 62, 14 и 8 % прогнозируемой добычи по распределенному фонду месторождений.

    ХВАТИТ ЛИ У НЕФТЯНИКОВ ДОБЫВАЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ?

    Итак, сегодня налицо явные признаки поздней стадии развития главной нефтедобывающей провинции страны – Западной Сибири и приближения к этой стадии сырьевой базы нефти России в целом. Тимано-Печорская, Восточно-Сибирская и другие провинции ни по объему предполагаемых запасов, ни по условиям освоения не смогут переломить ситуацию в старении сырьевой базы нефтяного комплекса в силу фундаментальных геологических и природно-климатических причин. Таким образом, дальнейшее развитие нефтяной промышленности России (см. рис. 1) будет происходить в рамках завершающих стадий “естественной динамики” с падающей долей горной ренты в цене добываемого сырья.
    Расчеты показали, что уже к 2015 г. уровень добычи, необходимый для обеспечения балансовых потребностей страны в нефти по сценарию ускоренного развития экономики, может превысить верхние предельные уровни добычи из разведанных месторождений (как распределенного, так и нераспределенного фондов), технологически достижимые при наиболее благоприятных для их разработки допущениях (начало действия с 2000 г. гибкой системы налогообложения; перевод на условия СРП в этом же году всех проектов, включенных в соответствующие законы “Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции”; снижение к 2005 г. до оптимального уровня числа бездействующих эксплуатационных скважин). С учетом того, что совпадения всех отмеченных благоприятных факторов наращивания добычи ожидать не приходится, разрыв между потребностью в нефти (по энергетическому балансу) и возможностью ее удовлетворения за счет разработки открытых на сегодня месторождений может наступить много раньше 2015 г. (табл. 1).

Таблица 1.  ПОТРЕБНОСТИ (В СООТВЕТСТВИИ С ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БАЛАНСОМ СТРАНЫ) И ВОЗМОЖНОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ЗА СЧЕТ РАЗВЕДАННЫХ (ПО СОСТОЯНИЮ НА 01.01.99 г.) МЕСТОРОЖДЕНИЙ, млн т/год
	2000 г.	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.
Потребность в добыче по варианту ускоренного экономического развития страны	315	327	335	345	360
Предельные производственные возможности по добыче из разведанных месторождений1, 2	320	360	358	347	335
Избыток (+)/недостаток (-) имеющихся мощностей по добыче из разведанных месторождений1, 2	+5	+33	+23	+2	-25
1 Верхние предельные прогнозные уровни добычи нефти на базе данных ЦКР Минтопэнерго, технологически достижимые при следующих условиях:      а) с 2000 г. вводится гибкая система налогообложения недропользователей, позволяющая рентабельно осуществлять разработку каждого месторождения в соответствии с утвержденным на ЦКР вариантом проектного документа;      б) все месторождения, включенные в законы “Об участках недр, правопользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции”, уже в 2000 г. будут переведены на условия СРП;      в) действующий фонд эксплуатационных скважин к 2005 г. будет доведен до норматива, предусмотренного технологическим проектным документом. 2 Включая разрабатываемые месторождения распределенного фонда и месторождения нераспределенного фонда.

    Таким образом, единственной возможностью для страны избежать в перспективе кризиса недопроизводства собственной нефти являются интенсификация ГРР, обеспечивающих необходимый прирост добычи за счет открытия новых месторождений, и повышение коэффициентов нефтеотдачи, ведущее к увеличению извлекаемого потенциала разрабатываемых месторождений и уровней текущей добычи (по сравнению с проектными). Условием ее реализации является резкое повышение инвестиционной привлекательности экономико-правовой среды российской промышленности вообще и ее нефтяной отрасли в частности, в первую очередь стимулирующее инвесторов вкладывать деньги в разведку и разработку месторождений.
    Переход на более поздние стадии развития добычи нефти является неизбежным для каждой страны и означает необходимость изменения модели обеспечения этим видом сырья. Основной упор при этом должен делаться не на усиление фискального давления на производителей, что может быть оправдано на ранних стадиях развития нефтяной отрасли (по мере роста доли ренты в цене добываемого сырья), а на расширение налогооблагаемой базы за счет приведения динамики налоговой нагрузки на нефтяной комплекс в соответствие с “естественной динамикой” воспроизводства минерально-сырьевой базы комплекса на поздних ее стадиях. В соответствующей модернизации нуждается и модель государственной политики, которая учитывала бы особенности поздней стадии “естественной динамики” в отношении инвестиционной, налоговой, ценовой политики, институционального устройства нефтяного комплекса и т.п.

    ГОСУДАРСТВО: ДВА ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ОБЕСПЕЧЕННОСТИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ

    Для того чтобы обеспеченность добычи запасами поддерживалась на экономически и политически обоснованном уровне, нефтяные компании должны быть заинтересованы в достижении максимального прироста запасов в расчете на единицу затрат на их пополнение за счет всех соответствующих видов хозяйственной деятельности (увеличение объемов ГРР, повышение нефтеотдачи пластов на разрабатываемых месторождениях, использование механизмов фондового рынка). При этом механизмы фондового рынка обеспечивают не абсолютные приросты имеющейся в стране ресурсной базы, а лишь ее перераспределение между отдельными компаниями за счет их слияний и поглощений.
    Исходя из мирового опыта, основным направлением повышения обеспеченности запасами остаются ГРР. Административным путем заставить компании наращивать объемы ГРР невозможно. Их можно в этом только заинтересовать, понимая, что омертвлять на необоснованно длительный срок крупномасштабные и высокорискованные инвестиции в поиски и разведку нефтяные компании не будут. Альтернативная цена капитала всегда будет для них критерием привлекательности вложений в ГРР в рамках выбранной той или иной компанией долгосрочной инвестиционной стратегии.
    Поэтому действующую законодательную базу в области недропользования следует развивать, во-первых, в направлении создания стимулов эффективного выполнения ГГР за счет собственных средств недропользователя. Во-вторых, нормы и правила использования отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) следует трансформировать в направлении максимального расширения свободы их использования вне зависимости от региональной принадлежности источников их формирования, но в целевых рамках увеличения ресурсного потенциала по вышеуказанным направлениям. Необходимо оставить за компаниями решение вопроса о том, по какому из этих двух направлений целевого использования и какую часть оставляемых в их распоряжении отчислений на ВМСБ они имеют право тратить. Исключение может (должна) составлять фиксированная часть средств ВМСБ для финансирования фундаментальной и прикладной геологической науки и региональных исследований.
    Итак, должны быть в предельно короткие сроки созданы дополнительные экономические стимулы как для интенсификации ГГР, так и для применения методов повышения нефтеотдачи. Это означает в первую очередь создание более гибкого и либерального налогообложения на начальных и завершающих стадиях инвестиционного цикла по разведке и разработке месторождений.
    При необходимости одновременного развертывания работ по обоим направлениям в краткосрочном плане более эффективным может оказаться стимулирование разработок по повышению нефтеотдачи и снижению издержек добычи на разрабатываемых месторождениях на основе достижений научно-технического прогресса (НТП). Это придает дополнительную актуальность созданию экономико-правовых стимулов для развития мелких и средних специализированных (неинтегрированных) нефтяных компаний, наиболее приспособленных для эффективного наращивания (точнее, замедления падения) добычи на поздних стадиях разработки конкретных месторождений. Стимулирование ГРР может дать эффект спустя более длительный период времени из-за большей капиталоемкости и инерционности этого вида работ.

    КАК ПРЕОДОЛЕТЬ КРИЗИС ИНВЕСТИЦИЙ В РАЗВЕДКУ И ДОБЫЧУ?

    Наряду с Западной Сибирью наиболее перспективными для поисков и разведки новых месторождений являются нефтегазоносные провинции Тимано-Печорского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока, прибрежные акватории России (в первую очередь шельф о-ва Сахалин, Баренцево и Охотское моря). Однако освоение новых добывающих районов является весьма высокозатратным.
    В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции почти все разрабатываемые месторождения находятся в пределах Республики Коми, а 60 % подготовленных и разведываемых месторождений – в Ненецком АО, где сдерживающим фактором вовлечения в разработку запасов нефти является значительный разброс месторождений на большой территории, затрудняющий компактное обустройство нефтедобывающих предприятий, а также отсутствие развитой инфраструктуры. Освоение месторождений Баренцева моря будет еще более дорогостоящим из-за сложной ледовой и экологической обстановки и из-за необходимости формирования инфраструктуры для сбора и вывоза нефти морским путем. На издержки добычи морской нефти в этом районе будет, по сути, перенесена стоимость создания новой российской отрасли по строительству на базе мощностей атомного судостроения в Северодвинске морских платформ для разведки и добычи углеводородов.
    В Восточной Сибири развитие нефтедобычи в Красноярском крае и Республике Саха (Якутия) связано с освоением новых территорий с неразвитой производственной и социальной инфраструктурой и большой удаленностью от магистральных трубопроводов и рынков сбыта, что существенно удорожает издержки добычи и доставки как на внутренний, так и на внешний рынки (Китай, Корея, Япония). На Дальнем Востоке основные перспективы добычи нефти связаны с освоением сахалинского шельфа со сложными природными (особенно ледовыми) условиями, что требует применения дорогостоящих технологий разработки.
    Для осуществление такой крупной программы освоения новых высокозатратных месторождений необходимы, с одной стороны, резкое увеличение объема поисково-разведочных работ на нефть и газ и ежегодных инвестиций в разведку и добычу нефти (почти в 3 раза к концу 2020 г. по сравнению с уровнем 1998 г.) и, следовательно, создание благоприятных условий для таких специфических высокорискованных инвестиций, с другой стороны, интенсификация работ с целью повышения извлекаемости углеводородов разведываемых и разрабатываемых месторождений и резкого снижения издержек разведки и добычи нефти. Основным условием внедрения достижений НТП также являются инвестиции в основной капитал.
    Итак, большая часть проблем отрасли связана с кризисом инвестиций. Будут необходимые стимулы для инвесторов – будут и инвестиции для необходимого прироста запасов. Инвестиции в новые проекты будут в основном осуществляться на условиях проектного финансирования, т.е. под обеспечение финансовых потоков, генерируемых самим проектом. При формировании приемлемого для целей проектного финансирования законодательства следует исходить из понимания того, что в стране одновременно действуют два параллельных и равноправных инвестиционных режима в недропользовании, конкурирующих между собой за инвестора, один из которых (лицензионный режим) сегодня гораздо менее привлекателен для инвесторов, чем другой (режим СРП), и совершенствовать оба указанных режима.
    За счет реализации 20 проектов СРП, включенных в федеральные законы “Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции”, прирост добычи нефти может составить к 2010 г. около 100 млн т/год, обеспечивая более четверти добычи нефти в стране. В целях повышения эффективности применения механизма СРП и расширения притока инвестиций в проекты СРП необходимо внести в Федеральный закон “О СРП” поправки, обеспечивающие гарантии стабильности и снижающие риск реализации таких проектов: отмена разрешительных перечней участков недр, ресурсной квоты для проектов СРП, административного квотирования использования отечественного оборудования вне зависимости от его конкурентоспособности, необходимости ратификации заключенных соглашений парламентом и др. Следует также завершить разработку и принятие эффективной нормативной базы по вопросам реализации СРП.
    Государству надлежит выработать единый порядок формирования программы освоения месторождений на условиях как действующей лицензионной системы, так и СРП. При сохранении разрешительного порядка недропользования (определения программы освоения месторождений) необходимо:
    либо сохранить заявительный порядок (фактически только и существующий сегодня) определения будущих объектов недропользования их потенциальными инвесторами как в индивидуальном порядке, так и/или совместно с местными органами государственной власти;
    либо в рамках намечающейся тенденции усиления властной вертикали и концентрации дополнительных рычагов управления в руках федеральной власти дополнить его составлением открытого перечня приоритетных с точки зрения федеральных и местных органов государственной власти объектов недропользования, предлагаемых потенциальным инвесторам. При этом включение того или иного объекта в такие перечни должно изначально сопровождаться четким указанием как экономических обязательств, так и преференций, которые получат инвесторы, ставшие победителями конкурсов/аукционов на право освоения этих приоритетных объектов.

Рис.2. Предполагаемая зона фактического применения законодательства о СРП

    Масштабы освоения месторождений на основе СРП должны будут в конечном счете определяться конкурентными преимуществами СРП по сравнению с лицензионным режимом недропользования. Или наоборот, если когда-нибудь в перспективе законодатель так усовершенствует лицензионную систему, что работа в ее рамках будет обеспечивать инвестору конкурентные преимущества по сравнению с работой на условиях СРП. Повышение инвестиционной привлекательности лицензионного режима по сравнению с режимом СРП связано с возможностью повышения его правовой стабильности (через механизмы лицензионного соглашения) и установления более гибкого, учитывающего специфику нефтяной отрасли режима налогообложения в Налоговом кодексе.
    Однако основной зоной применения СРП, скорее всего, будут оставаться очень крупные (одно месторождение = один проект) и очень мелкие (несколько месторождений = один проект) месторождения (рис. 2). Середина ресурсного диапазона, вероятнее всего, останется зоной преимущественного применения лицензионной системы недропользования и, в случае отсутствия прогресса в ее инвестиционной привлекательности, зоной исключительного использования отечественного (или репатриированного отечественного) капитала, поскольку стратегические иностранные инвесторы будут и впредь отказываться вкладывать капитал в освоение российских месторождений на отличных от СРП условиях.

    КОМУ ПОЙДУТ ДЕНЬГИ ОТ НЕФТЯНЫХ ПРОЕКТОВ?
    (К ВОПРОСУ О ПУТЯХ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ ОТЕЧЕСТВЕННОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ)

    Государство стоит перед необходимостью стратегического выбора долгосрочной политики в отношении СРП. При этом могут быть реализованы два подхода.
    Первый подход под лозунгами обеспечения энергетической безопасности, поставок нефти и нефтепродуктов на внутренний рынок и защиты любого отечественного (в первую очередь – неконкурентоспособного) товаропроизводителя предусматривает введение количественных (административных) ограничений на долю разрабатываемых на условиях СРП запасов, экспортных поставок в рамках отдельных проектов СРП, отечественного оборудования и рабочей силы. Тем самым существенно ограничивается объем инвестиционного предложения по линии СРП. Следует понимать, что такой подход, с одной стороны, сократит объем прямых и косвенных доходов, связанных с этими инвестициями, а с другой – поддержав на время отечественное машиностроение, может привести к невосполнимым утратам нефти в недрах.
    При реализации второго подхода обеспечивается развитие СРП на базе принципа конкурентных преимуществ режима СРП по сравнению с лицензионным (при отказе от административных ограничений применения СРП) и при определении ключевых законодательных параметров самого режима СРП, а также параметров отдельных проектов СРП. Тем самым будет интенсифицирован приток инвестиций по линии СРП в Россию со всеми последующими прямыми и косвенными, в том числе мультипликативными, эффектами. При этом большая часть совокупного (прямого и косвенного) эффекта от СРП будет получена через косвенные (не нефтяные) доходы по линии федерального бюджета и бюджетов “машиностроительных” регионов, т.е. в более ранние сроки и в большем объеме, чем нефтяные доходы, поступающие в бюджет “добывающего” региона (табл. 2). Для этого нужно всемерно повышать конкурентоспособность отраслей, смежных с нефтяной.

Таблица 2.  РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СОВОКУПНОГО (ПРЯМОГО + КОСВЕННОГО) ЭФФЕКТА ОТ РЕАЛИЗАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТОВ СРП В РОССИИ МЕЖДУ БЮДЖЕТАМИ РАЗНЫХ УРОВНЕЙ, %
Характеристика проекта	Бюджеты
	федеральный	субъектов Федерации
		"добывающих"	"машиностроительных"
При учете одного технологического передела1
На суше:            мелкие            крупные	20 20	50 30	30 50
На море	40	20	40
При учете пяти технологических переделов2
На суше:            мелкие            крупные	30 30	50 30	20 40
На море	50	20	30
1 Учитывается только стадия закупки оборудования. 2 Учитываются последовательно следующие стадии: закупка оборудования; производство/сборка оборудования; производство комплектующих; добыча сырья; переработка сырья.

    В настоящее время российскими предприятиями освоено около 90 % номенклатуры необходимого нефтяной отрасли оборудования. Однако его технический уровень и качество (в координатах “цена-качество”) в большинстве случаев уступают лучшим мировым образцам. Только 14 % машин и оборудования отвечают мировому уровню, а около 70 % парка действующих буровых установок и 30 % агрегатов для ремонта скважин морально устарели.
    Приоритетами разработок, получающих государственную поддержку, должны стать технологии и технические средства высокой степени готовности, обеспечивающие кратное (а не на 5-10 %) повышение экономической эффективности работ. Поэтому перспективы научно-технического развития отрасли связаны с применением современных информационных наукоемких и энергоэкономных технологий, обеспечивающих снижение издержек разведки и добычи нефти. Потенциальные возможности примененеие достижений НТП, например, в нефтедобывающей отрасли могут быть оценены в 20-30 % сокращения капитальных затрат при фиксированном уровне добычи нефти.
    Перспективы повышения научно-технического уровня добычи нефти зависят от возможностей российской промышленности производить соответствующее конкурентоспособное оборудование. Простым повышением загрузки существующих производственных мощностей машиностроительных предприятий и/или финансированием их расходов на пополнение оборотного капитала эту задачу решить невозможно.
    Необходимо обеспечить реализацию принципа конкурентных преимуществ поставляемых для нефтегазовой отрасли товаров и услуг как единственного критерия выбора поставщика, подрядчика, перевозчика вне зависимости от страны их происхождения или регистрации. При закупках нефтегазового оборудования критерием выбора должны быть только цена и качество товаров и услуг. Государство должно обеспечивать рынок сбыта для отечественных производителей товаров и услуг не за счет административных ограничений для более конкурентоспособных, в том числе иностранных, хозяйствующих субъектов (следует отказаться от административной поддержки слабого, неэффективного отечественного бизнеса), а за счет создания условий для повышения конкурентоспособности российских производителей, например путем эффективной (срочной и возмездной) господдержки мероприятий по реконструкции и модернизации соответствующих производств в сопряженных с нефтегазовым комплексом отраслях.
    Необходимо решить проблему организации финансирования технического перевооружения машиностроения в интересах нефтяной отрасли, в частности в рамках производственной кооперации этих отраслей. Ликвидная продукция нефтяной отрасли или доказанные извлекаемые запасы нефти подготовленных к разработке месторождений могли бы выступать обеспечением под заемные средства, привлекаемые на условиях проектного финансирования на модернизацию и реконструкцию конкретных машиностроительных производств в интересах отрасли или конкретных проектов ТЭКа. В частности, источником финансирования работ по повышению нефтеотдачи пластов разрабатываемых месторождений могла бы быть часть будущей дополнительной нефти, добытой с применением новых технологий*.
    В связи с прогнозируемым ростом добычи нефти (и газа) на шельфе окраинных морей России важнейшими направлениями НТП являются совершенствование существующих и создание новых технологий морской добычи, формирование на базе судостроительных и смежных с ними отраслей российского ВПК новой отрасли российской экономики – промышленности по производству оборудования для морской добычи нефти и газа (главным образом в арктических районах). Необходима серьезная государственная поддержка созданию такой отрасли. Следует иметь в виду, что большая часть снижения издержек в мировой добыче углеводородов в 80-90-х гг. была достигнута именно за счет применения новых, революционных технологий добычи на глубоководных и расположенных в суровых климатических условиях морских акваториях.
    Повышение конкурентоспособности российских поставщиков и подрядчиков, перевозчиков и других производителей товаров и услуг является важнейшей государственной задачей, решение которой обеспечит возможность снижения издержек и повышения эффективности функционирования нефтяной отрасли даже в условиях неизбежного снижения цен на мировом рынке нефти. При этом, как отмечалось выше (см. табл. 2), конкурентоспособные машиностроительные предприятия получат эффект от инвестиций в нефтяную отрасль раньше, чем сами нефтяники. Государство же, создав условия для инвестиций в нефтяную отрасль, получит налоговые доходы в бюджеты всех уровней в большем объеме и в более ранние сроки именно через машиностроительные регионы по сравнению с налоговыми поступлениями из нефтедобывающих регионов. Чем выше будет конкурентоспособность отечественного машиностроения, тем больший косвенный эффект будут генерировать инвестиции в нефтяную отрасль. Тем более эффективно нефтяная отрасль сможет не только избежать угрозы кризиса недопроизводства нефти, но и сыграть свою историческую роль локомотива экономического роста России.

    При подготовке статьи автор использовал материалы “Основных концептуальных положений развития нефтегазового комплекса России” (М.: Минтопэнерго РФ, 2000), а также глав 5.3 “Инвестиционная политика” и 6.2 “Нефтяная промышленность” проекта “Энергетическая стратегия России на перспективу до 2020 года” (М.: Минэнергетики РФ, 2000), одним из руководителей подготовки которых он являлся.

© А.А.Конопляник, 2000