|  Иностранные инвестиции в нефтегазовый комплекс России |
Таблица 2
Добыча топливно-энергетических ресурсов в России в
1999-2002 гг.
|
|
Вид
углеводородного сырья
|
Объемы добычи УВ по годам
|
1999
|
2000
|
2001
|
2002 (11 месяцев)
|
|
Нефть, всего (млн т)
|
305
|
324
|
348
|
345
|
|
В
т.ч.: нефть
|
295
|
313
|
337
|
334
|
|
газовый конденсат
|
10,0
|
10,4
|
11,1
|
11,4
|
|
Естественный
газ,
|
|
|
|
|
|
всего
(мярд м3)
|
592
|
584
|
531
|
538
|
|
В
т.ч.:
Природный
|
564
|
555
|
551
|
508
|
|
нефтяной
|
27,9
|
28,7
|
30,2
|
30
|
|
Уголь,
всего (млн т)
|
250
|
258
|
269
|
228
|
Источник: Госкомстат России
Таблица 3
Производство электроэнергии в России в 1999-2002
гг.
|
|
Источник
электроэнергетики
|
Производство
электроэнергии по годам, млрд кВт/час
|
|
1999
|
2000
|
2001
|
2002
(11 месяцев)
|
|
Все электростанции
|
846
|
878
|
888
|
794
|
|
В т.ч.: тепловые
|
563
|
582
|
576
|
516
|
|
гидроэлектростанции
|
161
|
165
|
175
|
152
|
|
атомные
|
122
|
131
|
137
|
126
|
Источник: Госкомстат России
Важным
аспектом, определяющим инвестиционную привлекательность российского
нефтегазового сектора, является открывающаяся возможность выгодного освоения
потенциальных нефтегазовых ресурсов России к началу прогнозируемого ухудшения
положения с мировыми запасами традиционных источников нефти и перехода на более
дорогие нетрадиционные источники к которым, по методологии Международного
энергетического агентства (МЭА), относятся нефтеносные сланцы, битуминозные
пески, синтетические виды нефти и нефтепродуктов, жидкое топливо на базе угля,
топливо на базе биомассы и жидкое топливо, полученное на базе природного газа].
Как
ожидают прогнозисты-аналитики, мировая добыча нефти из традиционных источников
достигнет своего пика в период между 2010 г. и 2020 г. и затем начнет
снижаться. Как известно, освоение ресурсов из нетрадиционных источников
потребует значительных затрат. На мировом рынке может создаться угроза нехватки
нефти из традиционных источников, что неизбежно приведет к усиленному освоению
нетрадиционных источников и к росту цен в период 2010 - 2020 гг.
Издержки
получения нефти из наиболее существенных нетрадиционных источников (табл. 4)
намного превышают фактические издержки добычи ведущих нефтедобывающих стран,
варьирующиеся в пределах от 2 до 12 долл. за барр.
Таблица 4
Оценки издержек добычи нефти на наиболее крупных проектах месторождений
из нетрадиционных источников и получения жидкого топлива из природного газа*
|
Источники
|
Операционные
издержки,
долл.
за барр.
|
Капитальные
затраты,
долл.
за барр.
|
Всего
издержки добычи,
долл.
за барр.
|
Извлекаемые
резервы,
млрд.
барр.
|
|
Битуминозные пески
(Канада, провинция Альберта)
|
9 -
10
|
3 - 5
|
12 -
15
|
300
|
|
Тяжелая нефть (Венесуэла,р. Ориноко)
|
8 -
10
|
5 - 7
|
15 -
17
|
300
|
|
Жидкое топливо из природного газа
|
–
|
–
|
Более
18
|
150
|
* International Energy Agency, World Energy Outlook.
Paris. 1998. P. 113.
По
оценке МЭА, поступление нефти из нетрадиционных источников вырастет с 70 млн. т
в 1997 г. до 125 млн. т в 2005 г. и будет увеличиваться быстрыми темпами в
последующий период.
Важным
компонентом отраслевой инвестиционной привлекательности следует считать
издержки добычи на эксплуатируемых в России месторождениях в сравнении с
издержками в других странах.
Президент
НК «ЛУКойл» В. Алекперов на заседании «Круглого стола» 11-12 декабря 2001 г.
сообщил, что издержки добычи нефти в России находятся на уровне 4 - 8 долл. за
барр. против 2 долл. в странах Персидского залива, 6 долл. в Африке, 8 долл. в
Южной Америке и США, 10 долл. в Северном море. В 6 долл. за барр. оценивает
производственные затраты по добыче нефти в России президент НК «ЮКОС» С. Кукес,
а В.П. Орлов считает, что расходы на разведку, освоение и добычу российской
нефти составляют 5,5 - 8 долл. за барр. Менее чем в 10 долл. за барр. оценивают
издержки добычи в России иностранные эксперты (табл. 5).
Таблица 5
Издержки добычи нефти (долл. за барр.)
|
Регион
|
менее
2
|
менее
5
|
менее
10
|
более
10
|
|
Страны
ОПЕК
|
Ирак
Иран
Кувейт
Саудовская Аравия
|
Абу-Даби
(отдельные месторождения)
Венесуэла
Ливия
|
Абу-Даби
(отдельные месторождения)
Индонезия
Нигерия
|
Абу-Даби
(отдельные месторождения)
|
|
Страны,
не
входящие
в
ОПЕК
|
|
Малайзия
Мексика
Оман
|
штат
Аляска (месторождение
Hopc-Слоуп)
Россия
|
Габон
Египет
Северное
море
США
|
* IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63.
Таким
образом, даже в современных условиях издержки добычи нефти в России находятся
на уровне издержек в таких странах - членах ОПЕК, как Нигерия, Индонезия,
отдельные месторождения Абу-Даби, а также штат Аляска. Издержки в России ниже,
чем на месторождениях в Египте, США и Северном море. Можно предположить, что
средний уровень издержек добычи на месторождениях в России в период 2000 - 2020
гг. и в более отдаленной перспективе, когда развернется реализация проектов,
начатых в первые годы XXI века, окажется, сравнительно с другими странами и
регионами, еще более благоприятным для инвесторов. Это объясняется тем, что в
нефтегазовой промышленности, так же как и в других отраслях, связанных с
использованием земли как объекта хозяйствования, себестоимость добываемых
ресурсов тяготеет к общественным затратам, складывающимся на худших по
местоположению и менее богатых месторождениях полезных ископаемых. В нашем
случае в новых условиях начала века такими месторождениями будут нетрадиционные
месторождения с исключительно высокими по сегодняшним меркам издержками добычи.
«Цена производства на наихудшей земле всегда является регулирующей рыночной
ценой», - отмечал К. Маркс.
Привлекательность
инвестирования в российскую нефтедобычу вряд ли понизится в связи с предстоящим
освоением ряда новых нефтяных месторождений в районе Каспийского моря такими
странами, как Азербайджан, Казахстан и Туркменистан.
Во-первых,
это освоение потребует уже сейчас крупных капиталовложений. По подсчетам А.
Конопляника и А. Лобжанидзе, авторов изданной в 1998 г. книги «Каспийская нефть
на евразийском перекрестке», для освоения нефтяных месторождений нового региона
может потребоваться около 90 млрд. долл. в год, или 900 млрд. долл.
за весь период инвестиционного цикла, который оценивается примерно в
10 лет. Авторы исследования обоснованно утверждают, что суммарные доказанные
запасы нефти каспийского региона не превышают 3% мировых, а финансовые затраты
на их разработку составят как минимум 8 - 10% прогнозируемых мировых
капиталовложений в разведку и добычу нефти. Оптимизация рисков финансирования
потребует примерно паритетного уровня этих двух показателей, и потому
маловероятно, что все намечаемые проекты освоения углеводородного потенциала
региона смогут быть профинансированы в полном объеме.
Следует
уточнить, что положение может измениться, если будут задействованы политические
мотивы для необходимости финансирования региона, который может явиться
альтернативным источником нефти для стран ОЭСР, особенно в случае каких-либо
политических сбоев в отношениях со странами ОПЕК. В любом случае каспийская
проблема усилит накал конкурентной борьбы за инвестиции на мировом рынке
капиталов.
Во-вторых,
Россия сама располагает значительными потенциальными месторождениями в северных
районах Каспия, что открывает возможности для иностранного и отечественного
капитала принять участие в их освоении. Первые открытия нефти НК «ЛУКойл» в
Северном Каспии сулят благоприятные перспективы. В 2000 г. «ЛУКойл», «ЮКОС» и
«Газпром» создали совместное предприятие по разработке российской части шельфа
Каспия.
Высоким
потенциалом инвестиционной привлекательности обладает ОАО «Газпром»,
являющееся, по оценке западных экспертов, самой инвестиционно-привлекательной и
наиболее защищенной от политических рисков компанией России. Во-первых, по
оценке американского аудитора «De Goller and Mac Notton»,
чистый дисконтированный доход при реализации 50% запасов компании сегодня может
быть оценен более чем в 48 млрд. долл. Во-вторых, рентабельность добычи газа,
рассчитанная на основе продуктивности скважин, существенно выше, чем в нефтяной
отрасли. По мнению «Dutch Morgan Greenfield», по
продуктивности скважин «Газпром» занимает второе место среди крупнейших
энергетических компаний мира. В-третьих, инвесторы смогут участвовать в
реализации конкретных проектов, направленных на прирост ресурсной базы,
развитие транспортной системы и повышение экспортного потенциала в целом, что
является залогом будущего роста доходов инвесторов. И, наконец, «Газпром»
надежно защищен от российских политических рисков, поскольку подавляющая часть
привлекаемых им займов и кредитов обеспечена выручкой от экспортных контрактов
с первоклассными западноевропейскими покупателями. Портфель экспортных
контрактов «Газпрома» предусматривает поставку 2666 млрд. м3 газа в
Европу, что по текущим мировым ценам составляет около 195 млрд. долл.
Высокой
инвестиционной привлекательностью обладают компании «ЛУКойл», «ЮКОС»,
«Сибнефть» и другие вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК).
Весьма
привлекательной для инвесторов может оказаться необходимость крупномасштабного
обновления изношенного и устаревшего производственного оборудования,
используемого в ТЭК России. В современных условиях постоянное обновление
основного капитала выступает важнейшим фактором снижения издержек добычи и
повышения конкурентоспособности нефтяной и газовой промышленности. О масштабах
выигрыша от использования этого фактора наглядно свидетельствует пример из
истории американской нефтяной промышленности, которой удалось за период 1981 -
1996 гг. снизить издержки добычи нефти за счет внедрения технологических
новшеств на 50% на суше и на 80% при разработке морских месторождений. Характерно,
что Министерство энергетики США в своих расчетах на длительную перспективу
закладывает норматив снижения издержек добычи в результате применения новых
технологий не менее чем на 2% в год.
Российская
нефтедобывающая промышленность на практике ощутила эффективность привлечения
передовой технологии из-за рубежа. Начиная с 1993 г. отрасль получала
оборудование в рамках так называемых реабилитационных нефтяных займов -
связанных кредитов, предоставленных международными финансовыми организациями
(МБРР, ЕБРР, «Эксимбанком» США и др.). Так, только МБРР предоставил России два
нефтяных займа на общую сумму 1110 млн. долл. Благодаря применению новых
технологий и оборудования (гидроразрыв пласта, горизонтальное бурение,
высокопроизводительные погружные насосы и др.), поступившего в 1994 - 1996 гг.,
удалось, по мнению президента Союза нефтегазопромышленников России В.
Медведева, удержать добычу нефти в России на уровне около 300 млн. т в год.
Однако на сегодня эти кредиты уже исчерпаны. Характерно, что в 1996 г., по
оценке бывшего заместителя министра топлива и энергетики РФ В. Бушуева, из 6
млрд. долл., потраченных нефтяными компаниями на приобретение оборудования, 2/3
было израсходовано на импортные агрегаты.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|
© 2009 Все права защищены.
Наверх