Почему в России упала добыча нефти. Добыча нефти в 90 годах


Нефтяная промышленность россии в 90-е годы

Первая лекция по нефтяной промышленности России.

Лектор - Александр КокшаровЦикл лекций по отраслям российской экономики мы начинаем с нефтяной промышленности по ряду причин. Одна из причин -- это то, что нефтяная промышленность очень важна для современной России. Россия на настоящий момент является крупнейшим производителем нефти в мире. В России осенью 2002 года добывается 7,5 млн баррелей в день (одна тонна -- 7,33 барреля, т.е. более 1 млн т в год), поэтому сейчас Россия занимает первое место в мире по добыче, обойдя основного конкурента, Саудовскую Аравию, где сейчас добывается 7,2 млн баррелей в день. В 2001-м году добыча в России составила 347 млн тонн нефти. Из этого объема 155 млн тонн в 2001-м году составил экспорт на мировые рынки (85% российского экспорта направляется в страны ЕС). На долю нефтяной отрасли в России приходится 10% общего объема промышленного производства, 6% ВВП, 22% валютных поступлений и 17% суммарных налоговых платежей. Все это, естественно, делает нефть очень важной для российской экономики. Что такое нефть? Нефть -- это большая и сложна группа жидких и твердых углеводородов. Нефть может быть как жидкой, так и твердой. Качество нефти определяется по двум основным признакам. Первое -- наличие примеси -- прежде всего серы. Так, например, североморская нефть марки Brent, в которой серы мало, в среднем стоит на 2 доллара больше, чем нефть Urals. А есть еще одна марка российской нефти, называется Siberian Light, которой серы меньше, чем в Urals. Если Brent в конце сентября стоил 28,5 долларов за баррель, Urals стоил 26,5 долларов, а Siberian Light -- 27,2. И вот эта корреляция  сохраняется при изменении цены нефти. Второй фактор, который определяет качество нефти -- ее плотность (вязкость). Чем более нефть вязкая, тем сложнее ее транспортировать. Соответственно, стоимость более вязкой нефти (нефть Urals, например, более вязкая, скажем, по отношению к Siberian Light) будет ниже, так как ее сложнее транспортировать. Кроме того, Urals стоит меньше из-за того, что в ней есть сера, которая обладает свойством коррозии и, соответственно, разрушает трубопроводы и прочую технику, используемую в транспортировке, из-за чего возрастают расходы на поддержание транспортной инфраструктуры.Технологический цикл нефтяной промышленности состоит из нескольких основных аспектов. Вокруг технологического цикла организована вся нефтяная промышленность.

Первое -- это разведка и бурение.

Второе -- добыча.

Третье -- транспортировка.

Четвертое -- переработка.

Пятое -- транспортировка нефтепродуктов.

Шестое -- продажа нефтепродуктов, называемая английским словом marketing.

Весь цикл делится на два блока: upstream, то есть, вверх по течению (от разведки до добычи и транспортировки).  А второй блок называется downstream -- от переработки до продажи нефтепродуктов. Вся отрасль организована вдоль технологического цикла, за исключением одного аспекта: транспортировка во многих странах выделена в отдельные компании, которые часто являются государственной монополией как, например, в Российской Федерации, где транспортировкой нефти занимается государственная компания "Транснефть", которой принадлежат магистральные трубопроводы. Нефтепереработка состоит из двух основных фаз. Первое -- это крекинг. Крекинг -- это физический процесс разделения нефти на фракции разной плотности. Результатом крекинга являются такие фракции, как керосин -- самая легкая фракция, которая используется в авиации, авиатранспорте; бензин, дизельное топливо, затем мазут, он же топочное топливо. И последние фракции крекинга -- асфальт, битум. Вторая стадия нефтепереработки называется тоже английским словом -- риформинг. Риформинг -- это химический процесс трансформации первичных продуктов нефтепереработки, то есть, продуктов крекинга в более сложные органические соединения. Если мы вернемся к технологическому циклу, здесь мы видим, что здесь идет один продукт до переработки -- нефть. Дальше идет много продуктов -- от бензина до пластмасс, соответственно, сырую нефть транспортировать экономически более целесообразно, поэтому переработка обычно географически отделена от места добычи. Сейчас мы немного поговорим об истории российской нефти. В России добыча нефти началась в 1820-м году из колодца на Апшеронском полуострове в городе Баку, который в 1803-м году стал частью Российской Империи. Поэтому можно говорить о том, что тогда это была Россия. В 1820-м году добыча нефти объявляется государственной монополией и такая система просуществовала 40 лет. После того как ее отменили, в 1870-м в Баку добывается первая промышленная нефть из скважины. После отмены государственной монополии капиталу понадобилось 10 лет, чтобы прийти на месторождения и начать их разрабатывать, потому что Российская Империя была гораздо более бюрократизированным государством, чем современная Российская Федерация. Но уже в 1880-м году добыча нефти в России составила 1 млн нефти, что на тот момент составляло 10% мирового производства. И Россия стала угрожать США, которые в 19 веке являлись абсолютным монополистом в добыче нефти, и Рокфеллеры, и Морганы сделали свое состояние на монопольном положении США. В 1895-м году Россия контролирует уже 45% мирового рынка, добыча составила 6,5 млн тонн. В Российской Империи в конце прошлого века действовало 320 нефтяных компаний, большая часть нефтяной отрасли была профинансирована на деньги британского капитала, 40% капитала в отрасли имело британское происхождение, так как Британия искала альтернативы американской нефти. Тогда было три крупных компании: первая -- это компания братьев Нобель, один из братьев позже учредил Нобелевскую премию, и эта компания контролировала 14% рынка в то время. Компания братьев Нобель была известна своими техническими инновациями. Компания братьев Нобель построила первый нефтепровод в Российской Империи из Баку в порт Батум, и таким образом организовала широкомасштабный экспорт нефти за пределы Российской Империи. Они построили первый российский танкер в 1877-м году для транспортировки нефти из Баку. Второй крупной российской компанией была, как это ни удивительно, Royal Dutsch Shell, -- точнее компания Shell, в то время самостоятельная. Когда парижский банк Ротшильдов в 1892-м году основал Каспийскую нефтяную компанию, она была несколькими годами спустя выкуплена нефтеторговой компанией Shell, которая таким образом пришла в нефтедобычу в Баку еще в конце 19-го века. И Royal Dutch Shell контролировала в начале 20 века 16% российского рынка. Еще одной крупной компанией была "Всероссийская нефтяная компания", которая, правда на 35% принадлежала британскому капиталу. Она давала 22% добычи нефти в России в 1914-м году. В 1918-м с приходом к власти большевиков происходит национализация промышленности, однако контроль над отраслью советское правительство устанавливает лишь в 22-м году, так как в России шла Гражданская война, а Азербайджан был с 1918 по 1921 был независимым. Таким образом, лишь в 22-м году в Советском Союзе появляется собственная нефтяная промышленность. Изначально большая часть добычи производилась на Кавказе (как Северном Кавказе, так и в Баку), и в 30-е годы большая часть нефтедобычи шла как раз из Северного Кавказа и из Баку. В 1940-м году Баку давал 70% добычи, однако затем месторождения Кавказа начали истощаться, плюс советские геологи обнаружили новые богатые месторождения и в ССССР начали разрабатывать так называемое "второе Баку", Урал и Поволжье. Разработка этого бассейна началась в 1950-е годы, пик добычи в Урало-Поволжье пришелся на 65-й год (73 млн тонн). Однако затем с 70-х годов начинается освоение месторождений Западной Сибири. В Западной Сибири имеется 500 месторождений нефти, около 500, из них 9 месторождений относятся к гигантам, с запасами от 100 до 500 млн тонн каждое. Есть два месторождения сверх-гиганта, в частности Самотлор. Сверх-гигант -- это более 500 млн тонн. Благодаря Самотлору в 70-80-х годах, как считают большинство экспертов, Советский Союз продлил свое существование на 10 лет. Потому что на Самотлоре добыча за пять лет с начала освоение выросла с нуля 160 млн тонн нефти, то есть 25% всей добычи страны. Советский Союз начал экспорт нефти в 60-е годы, сначала в страны СЭВ, то есть страны социализма -- Восточная Европа, Вьетнам, Монголия, Куба. Этот экспорт был экономически невыгоден Советскому Союзу, потому что в обмен на поставки дешевой нефти, СССР закупал промышленную продукцию по завышенным ценам.

С 1970-х годов СССР начал экспортировать нефть в западные страны, в Западную Европу, прежде всего Германию и Италию, которые первыми начали осуществлять закупки. В начале  70-х годов в мире происходил нефтяной кризис, арабские страны ОПЕК повысили цены на нефть в несколько раз, поэтому европейские страны попытались диверсифицировать свои поставки и стали закупать частично нефть в Советском Союзе. Пик советского нефтеэкспорта был в 1980-м году по странам СЭВ, а в 1984-м году -- абсолютный пик экспорта. Советский Союз тогда экспортировал 172 млн тонн нефти, то есть, больше, чем Россия экспортирует сейчас. Нефтедоллары в то время помогли советской экономике отложить время абсолютного краха на некоторое время, так как благодаря им СССР мог закупать на мировом рынке продовольствие и потребительские товары.Как была организована структура нефтяной промышленности СССР? С 1970-го года существовало Министерство нефтяной промышленности, которое занималось установлением планов по добыче, транспортировке и переработке нефти и их реализацией. В структуре Министерства нефтяной промышленности были производственные объединения, которые занимались добычей нефти и нефтеперерабатывающие заводы. Структура была строго иерархической, естественно, все средства производства находились в руках у государства. Затем, когда Советский Союз распался, в России начались реформы. Основные причины реформ: почему были нужны реформы именно в этой отрасли? Тогда в России была очень высокая себестоимость добычи нефти -- она составляла 11-14 долларов за баррель, в то время как мировые цены в то время составляли 13-18 долларов за баррель. Себестоимость добычи в странах Персидского залива составляет где-то примерно 1,5 доллара за баррель. Поэтому себестоимость была очень высокой, что делало отрасль неэффективной. Второе -- низкая производительность. На одного занятого в отрасли добыча в России составляла 540 тонн, в США 1840 тонн. Следующим аспектом было резкое сокращение инвестиций. И четвертое -- сокращение нефтедобычи. Пик добычи был в 1987-м году -- 570 млн тонн (только Россия, а не весь СССР, где суммарная добыча превышала 620 млн т). В 1991-м добыча составляла всего 415 млн тонн -- на 25% за четыре года, достаточно существенное сокращение. У спада в нефтедобыче было несколько причин. Во-первых, важным фактором было то, что в советские годы нефтедобыча во многих регионах осуществлялась варварскими методами, по-английски crash development -- "развальное освоение". Для увеличения производительности скважин, в нефтегазоносные пласты закачивали воду, что повышало давление в пластах, но уменьшало суммарный объем нефти, который можно из месторождения добыть. При таком способе добычи добывается лишь только 30-40% нефти, имеющейся на месторождении, а остальная нефть остается внутри и добывать ее  в будущем технически очень сложно и дорого. Однако в Советском Союзе устанавливались планы нефтедобычи, поэтому производственные объединения предпочитали выполнять, а еще лучше перевыполнять планы, поэтому они пользовались вот такими достаточно варварскими способами нефтедобычи. Сейчас этим уже не пользуются, сейчас наоборот -- многие компании России вынуждены работать на месторождениях очень сильно обводненных, в которых очень плохие геологические условия из-за вот таких методов добычи в 70-80-е годы. Реформа отрасли состояла из трех основных аспектов: 1) демонополизация -- в Советском Союзе существовала лишь одна структура, которая занималась всей отраслью в Министерстве нефтяной промышленности. Было решено создать конкурентную среду, соответственно было решено создать некоторое количество компаний. Правительство решило, что отрасль будет реорганизована через вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК). Каждая из этих компаний занимается разведкой, разработкой, добычей, переработкой нефти, распределением получаемых нефтепродуктов и продажей их на автозаправочных станциях. То есть, каждая компания работает по технологическому циклу: от добычи нефти до продажи нефтепродуктов, бензина на бензоколонках. В 1992-93-м годах были организованы такие компании, как "ЛУКОЙЛ", "Сургутнефтегаз", "ЮКОС". Вот эти первые компании, как считается, получили наиболее привлекательные, наиболее интересные российские нефтяные активы, потому что, например, созданием компании "ЛУКОЙЛ". Формированием "ЛУКОЙЛа" в единую компанию вертикально-интегрированную занимался тогдашний 1-й замминистра нефтяной промышленности Вагит Алекперов, который позже возглавил компанию "ЛУКОЙЛ" и сейчас является одним из ее владельцев. Похожее происходило с компанией "Сургутнефтегаз", штаб-квартира которой находится в Сургуге и компания "ЮКОС", штаб-квартира которой официально находится в Нефтеюганске, тоже Западная Сибирь. Когда были сформированы эти компании, первоначально государство сохраняло долю акций во всех новых нефтяных компаниях через государственную компанию "Роснефть". Затем произошло преобразование новых компаний в акционерные. Компании были сформированы как холдинги с только частичными долями в дочерних компаниях. Обычно 51% голосующих акций против 38% обычных. Вслед за этими тремя в 1994-м из "Роснефти" были выделены еще несколько вертикально интегрированных нефтяных компаний, таких как "Славнефть" и Сибирско-Дальневосточная нефтяная компания "Сиданко", затем Восточная нефтяная компания "ВНК" и Оренбургская нефтяная компания "ОНАКО". В 1995-м демонополизация завершилась формированием компаний Тюменская нефтяная компания "ТНК", Сибирская нефтяная, Татарская нефтяная компания "Татнефть", Башкирская "Башнефть" и компания "Коми-ТЭК" -- Республики Коми. Последние три компании были образованы на базе нефтяных предприятий, расположенных на территории автономных республик.  Вторым элементом реформы была приватизация. То есть, сначала государство создало конкурентную среду, а затем решило, что  продаст эти активы и передаст их эффективным собственникам, которые будут эффективно ими управлять. Приватизация шла  в 3 этапа. Сначала приватизация шла через передачу акций служащим компании в форме неголосующих или привилегированных акций. Тогда же передача акций шла не только сотрудникам компании, но и менеджменту компании, что делалось для того, чтобы менеджмент не противился приватизации. Это происходило в 1992-1995 годы. Вторым этапом приватизации стали залоговые аукционы. В середине 90-х российское правительство испытывало недостаток в средствах. Это было связано с тем, что в Государственной Думе преобладало левое большинство, которое принимало бюджеты сверстанные с большим дефицитом и правительство вынуждено было занимать средства для покрытия дефицита. В тот момент, российские банки, которые заработали капиталы во время высокой инфляции начала 90-х, предложили правительству кредиты под залог акций крупнейших компаний.  В случае, если правительство не возвращает кредиты в срок, то акции, которые находятся в залоге у банков, могут быть проданы через аукционы по цене не меньше установленной договором. Когда пришло время правительству возвращать кредиты в 1996 году, денег на это у правительства не оказалось, поэтому эти акции были проданы с залоговых аукционов. Банк "Менатеп" приобрел компанию "ЮКОС": 45% акций "ЮКОС" было приобретено "Менатепом" за 160,1 млн долларов. Сегодня рыночная цена 45% "ЮКОС" составляет около 10 млрд долларов. Минимальная цена, по которой "Менатеп" имел право продать акции составляла 160 млн долларов ровно. Похожим способом была продана компания "Сибнефть", 51% был продан за 110 млн долларов и она попала под контроль банков, которые, как считается, находились под контролем Романа Абрамовича и Бориса Березовского. 51% акций "Сиданко" (Сибирско-Дальневосточная компания) были проданы банку "ОНЭКСИМ". И сумма контракта была 129,8 млн долларов при том, что аукцион начинался со 125 млн . В компании "ЛУКОЙЛ" 30% акций ушло за 320 млн долларов Инвестиционному фонду "ЛУКОЙЛ". "Сургутнефтегаз" тогда же был продан, 60% было продано за 260 млн долларов Пенсионному фонду "Сургут". Лишь более поздние приватизации — такие как продажа Тюменской нефтяной компании группе «Альфа» в 1998-1999 годах — характеризовались, по мнению наблюдателей, «более честной ценой». ТНК, резервы которой в момент продажи были значительно меньше резервов того же ЮКОСа была продана с двух аукционов за 1,7 млрд. долларов. В итоге сейчас у российского правительства остались акции лишь таких компаний -- компания "Роснефть" 100%, компания "Славнефть" 75%, затем "ЛУКОЙЛ" 6%. У правительств  республик в составе РФ также сохранились пакеты: Башкортостану принадлежит 64,7% "Башнефть", а Татарстану принадлежит 30,6% компании "Татнефть". Третьим элементом реформ оказалась дерегулирование. В России в 90-е года государство отказалось от функций прямого менеджмента отраслью, как это происходило в советские годы и сейчас нефтяная отрасль косвенным образом регулирует через несколько государственных органов, которыми являются Министерство энергетики (отвечает за отрасль в целом), Министерство природных ресурсов (отвечает за лицензирование месторождений и проводит экспертизу исполнения лицензий, что очень важно в России, потому что лицензии могут быть отозваны). Есть еще Министерство экономического развития и торговли, оно отвечает в нефтяной отрасли только за один блок, который называется СРП (Соглашение о разделе продукции), по-английски PSA. Соглашение о разделе продукции -- это договоры между компаниями и государством, оформляемые в форме федеральных законов, в этих договорах установлены правила раздела продукции между компаниями и государством. Соответственно, от соглашения с раздела продукции не платятся налоги. Основная идея СРП -- застраховать компанию-инвестора от перемен в национальном и региональном налоговых законодательствах. Законы по СРП  принимаются в Госдуме и в нем зафиксированы правила раздела продукции по конкретному месторождению, по конкретному СРП. Соответственно, для СРП не действуют налоговые законодательства РФ, что очень привлекает иностранных инвесторов в частности, потому что законодательство налоговое у нас меняется очень часто. Например, последняя радикальная смена налоговых законодательств в области нефтяной отрасли произошла с 1-го января 2002 года и оно было действительно очень серьезным. В России существуют три действующих СРП: Сахалин-1, Сахалин-2 и Харьяга (в Республике Коми). Суммарный объем инвестиций по Сахалину-1 и Сахалину-2 составляет 17 млрд долларов ожидаемых инвестиций. В Госдуме на утверждении находятся еще проекты законов по 15-20-ти соглашениям о разделе продукции, однако они не принимаются уже который год. Основной причиной являются лоббистские усилия со стороны российских нефтяных компаний, которые не заинтересованы в приходе иностранцев в их систему СРП. Еще есть несколько органов власти, которые занимаются этой отраслью, это Министерство по антимонопольной политике -- МАП, которое регулирует операции монополий, в частности "Транснефть". "Транснефть" -- это компания, которой принадлежат магистральные нефтепроводы. Еще один госорган регулирования нефтяной отрасли -- Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК), она регулирует цены и тарифы естественных монополий. Сейчас происходит ее трансформация в орган государственной власти под названием ЕТО -- Единый тарифный орган. В результате реформ вместо одного сверх-министерства в российской нефтяной отрасли сегодня действуют 132 нефтяных компании, из которых 11 являются вертикально интегрированными. В 2001 г.  на ВИНК приходилось 88,2% добычи нефти в стране и 78,8% мощностей нефтепереработки. В результате, к концу 90-х в России сформировались три типа крупных нефтяных компаний. Одни из них оказались «ЮКОС», «Сибнефть», «ТНК», «Сиданко», которые стали составной частью финансово-промышленных групп. Учитывая, что нефть была наиболее ликвидным российским товаром на мировых рынках, они стали «дойными коровами» для их материнских ФПГ. Со времени продажи они пережили период масштабной реструктуризации, когда из них были выведены непрофильные активы, сокращался персонал и повышалась эффективность деятельности. Все это было сделано для того, чтобы как можно быстрее заработать деньги для инвестиций в другие отрасли — телекоммуникации, недвижимость, банки, нефтехимию и т.д. ЛУКойл и «Сургутнефтегаз», с момента основания возглавляемые Вагитом Алекперовым и Владимиром Богдановым соответственно, оказались под контролем высшего менеджмента, вышедшего из нефтяной отрасли, а не финансовых кругов, как в компаниях первого типа. Не входя в финансово-промышленные группы, обе компании создали вокруг себя целый ряд финансовых структур (пенсионные, инвестиционные фонды), в которые они направляли заработанные средства. Они иначе строили свои стратегии, и в меньшей степени подверглись реструктуризации. В то же время, они гораздо больше внимания уделили социальным программам — на сегодняшний день работники компаний и их «нефтяные города» (такие как, лукойловские Лангепас или Когалым) оказались наиболее социально защищенными в отрасли. Третья группа компаний включает в себя те, в которых государство по-прежнему играет важную роль в управлении. Среди них — почти на 100% государственная «Роснефть», российско-белорусская «Славнефть», и подконтрольные правительствам своих республик «Татнефть» и «Башнефть». Они все в меньшей степени были затронуты реструктуризацией (особенно по части своей эффективности), чем компании, находящиеся в частных руках. Лишь «Татнефть», которая в последние годы стала проявлять все большую активность за пределами Татарстана, начала движение в сторону более рыночной стратегии. По данным Госкомстата, в середине 2000 г. в России нефть добывали 132 компании, и только у 12 из них (11 вертикально интегрированных и Газпром) годовая добыча превышала 10 млн. т. (табл.2). Хотя в сфере нефтедобычи преобладают ВИК, в 2000 г. около 3% от общего объема добыли свыше 100 небольших независимых нефтяных компаний. К крупнейшим из независимых нефтедобывающих компаний относятся БелКамнефть (1,6 млн. т), Тебукнефть (1,0 млн. т) и РИТЕК (0,9 млн. т). Независимые добывающие компании увеличили свою долю в общей нефтедобыче с чуть более 2% в 1997 г. до более чем 3% в 2000 г. Доля совместных предприятий с иностранным участием в 2000 г. составила 6% суммарной добычи или 18,9 млн. т. Многие партнеры российских компаний, представляемые как “иностранные”, на самом деле — те же российские компании, но зарегистрированные за рубежом, что дает им возможность использовать специальные привилегии, гарантированные совместным предприятиям с иностранным участием. По примерной оценке, совместные предприятия с участием истинно иностранных компаний добыли в 1999 г. около 9 млн. т. нефти — менее половины общей добычи совместными предприятиями. Реальная роль российских участников совместных предприятий в последующем, вероятно, возрастет, так как некоторые из них выкупают доли в проектах их иностранных партнеров. В 1999 г. первая нефть была добыта в результате реализации двух соглашений о разделе продукции — в соответствии с проектом Сахалин-2 (компания Sakhalin Energy) и Харьяга (TotalFina-Elf/Norsk Hydro). При реализации первого проекта в 1999  г. добыли 143,5 тыс. т. нефти, второго — 72,3 тыс. т. В 2000 г. добыча возросла, соответственно, до 1672100 т. и 515480 т.

en.coolreferat.com

VIP Studio ИНФО - Технологические и политэкономические проблемы добычи нефти на Каспии в 90-е годы ХХ века

Добыча нефти в глубинных пластах моря требует соответствующих технологий и технического обеспечения. В связи с увеличением количества контрактов ключевым звеном в добыче становится задача модернизации самоподъемных плавучих буровых установок (СПБУ). Современная технологическая и техническая инфраструктура нефтяной промышленности – сложная и дорогостоящая система, обеспечивающая ежедневную бесперебойную добычу, переработку и доставку миллионов баррелей нефти потребителям во всех концах мира. Применяемую технологию в энергетической сфере по своему уровню можно сравнить с космической промышленностью. Нефтяникам приходится работать в море или в условиях вечной мерзлоты, и сам характер работ требует высочайшего технологического уровня оборудования и высокой квалификации специалистов.

Буровые платформы в море представляют собой современное инженерное чудо, которое должно противостоять ураганам и тайфунам. Анализ ствола скважины предполагает применение нейтронного оборудования и гамма-излучения для регистрации кривых сопротивлений на месте бурения скважины. В азербайджанском секторе Каспия работало 33 компании из 11 стран, и большая часть их конкурировала на мировом рынке [1, с. 59].  Страны или компании, которым принадлежали буровые установки, имели большие преимущества. Подтвердить или опровергнуть предполагаемые объемы запасов нефти можно только с применением полупогружных (ППБУ) и самоподъемных (СПБУ) буровых установок.  Необходимо учитывать, что с помощью одной ППБУ можно пробурить в среднем не более трех скважин.

Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики (ГНКАР) предложила зарубежным компаниям, заинтересованным в добыче нефти на морском дне азербайджанского сектора Каспия, участвовать в строительстве новой СПБУ. В годы советской власти приобретенные СПБУ были ограничены в своих возможностях, т. к. были рассчитаны на бурение на глубине моря 150–200 метров. Всего их  было пять. Для сравнения отметим, что  в Мексиканском заливе в эксплуатации находилось 500 плавучих буровых установок [1, с. 57]. Азербайджан не обладал технологиями бурения добычи на глубине моря более 200 м, а азербайджанский сектор Каспия охватывает акваторию с глубинами моря до 950 м. По существующим прогнозам, наиболее богатые запасы нефти находятся в акватории Южного Каспия, где расположены самые перспективные структуры. Глубина в этих местах – до 200 м, но там находилось только 20% площадей перспективных структур, примерно 40% которых располагались на глубине свыше 5000 м [2].

Первоначально были модернизированы две плавучие буровые установки «ДедеГоргут» и «Истиглал», построена новая самоподъемная плавучая установка «Гуртулуш». «Би Пи Эксплорейшн» имела эксклюзивное право на пользование установкой «Истиглал», так как операционная компания финансировала ее модернизацию в объеме 210 млн долларов [3]. После заключения контракта с энергокомпаниями «Эльф Агитен» и «Тоталь» обострились проблемы, связанные с нехваткой современных ППБУ. Президент республики Г. Алиев, поручил это дело премьер-министру А. Расизаде. В очень короткий срок необходимо было модернизировать третий ППБУ «Шельф-3». Был создан комитет во главе с премьер-министром и руководителями 5 концернов, созданных для осуществления контрактных проектов, составлена программа для выхода из этой ситуации, и без промедления началось ее выполнение.

Большая часть комплекса CПБУ строилась на азербайджанских судоверфях СП «CaspianShipyard Company», учредителем которого были ГНКАР, сингапурская «Fels» и «ЛУКойл» [4].   Для упорядочения работы по бурению скважин по различным контрактам был создан специальный клуб («RigClub») по использованию СПБУ, и установлен специальный график по их эксплуатации. Члены клуба участвовали в модернизации СПБУ и с этой целью выделяли определенные инвестиции. Но нехватка оборудования негативно влияла на практическую реализацию контрактов, замедляла темп выполняемых работ. Был создан второй «RigClub» [5]. С аналогичной проблемой столкнулись «Эксон» (месторождение Нахичевань) и «Шеврон» (Абшерон). Глубоководность не позволяла им быть участниками второго «RigClub». В отличие от «Би-Пи Эксплорейшен», «Шахдениз» сам организует и контролирует работу субподрядчиков по контракту модернизации «Шельф-3».

«Шеврон» и «Тоталь» – два участника контракта «Абшерон» – вели переговоры с «Esdcofonix» (французское подразделение транснациональной компании «Slumberger») о модернизации «Шельф-3». К этому проявили интерес три компании: «Эксон» (оператор разработки перспективных структур «Огуз»), «Шеврон» («Абшерон») и «Аджип» [5]. В модернизацию «Шельф-3» первоначально планировалось инвестировать  115 млн долларов, а затем эта сумма увеличилась до 200 млн [6]. «Шельф-3» модернизировали  на судостроительном заводе в Астрахани совместно с американской компанией «Advanced Drilling Company» («ADC») [7]. Для выполнения сейсморазведки в глубиной части азербайджанского сектора Каспия, где находился блок «Алов – Араз – Шарг», необходимо было судно, отличное от уже действующих в этом секторе. Оно было построено и сдано в эксплуатацию СП «КаспианДжеофизикал». 24 сентября 1999 г. на седьмом причале Бакинского международного морского торгового порта состоялась его  презентация. Британо-американская«Би-Пи–АМОКО» после приобретения СП этого судна предоставила ей заказ на проведение трехмерной разведки на блоке «Алов – Араз – Шарг». Начало разведки планировалось во второй декаде октября 1999 г., и работы должны были продлиться 3–4 месяца.

ГНКАР совместно с зарубежными нефтяными компаниями удалось решить проблему по модернизации СПБУ. При этом были выполнены три задачи: на модернизацию комплексов было привлечено определенное количество работников, так как появились новые рабочие место для населения; ГНКАР приобрела модернизированные СПБУ, способные добывать нефть на дне моря, и они стали собственностью компании;  была преодолена проблема отсутствия или дефицита соответствующей техники для успешного решения оффшорных проектов. Азербайджанская Республика в 1999 г. стала собственником 11 плавучих бурильных установок, 6 ППБУ и 5 СПБУ.

Наряду с чисто техническими и технологическими проблемами в 90-е годы ХХ века возникли и политэкономические проблемы, в основе которых лежало два фактора. Первый и, на наш взгляд, главный – нефтедобыча  на Каспийском шельфе в те годы только начиналось, существующая информация о запасах углеводов требовала новых практических доказательств. Вторым фактором стала существующая экономическая конкуренция между сторонниками освоения уже существующих месторождений и теми, кто был готов инвестировать в новые проекты на Каспии. Фактически это была борьба за новые инвестиции. После завершения контрактов по месторождениям «Карабах», «Дан Улдузу» и «Ашрафи» далекие от нефтяного бизнеса политологи  муссировали идею об искусственном разбухании информации о нефтяных запасах Каспия и даже подвергали сомнению существование углеводородов на Каспии. В ответ на это президент ГНКАР Н. Алиев отмечал: «Неужели вы думаете, что нефтепромышленники, приходя в регион, наивно доверяют “обманчивым утверждениям”. Они проводят свои исследования, закупают информацию. Эти данные они покупали еще до распада СССР. На основе своих знаний о регионе они и принимают решения» [8]. Два проекта – «Карабах» и «Дан Улдуз-Ашрефи» – сочли нерентабельными в 1998 г., когда цена за баррель нефти была всего  9 долларов. При этом на Северном море рентабельным считается месторождение с запасами в 30 млн тонн нефти. Причина в том, что там была создана хорошая инфраструктура для каждого месторождения: подводные трубопроводы, терминалы и др., т.е. то, что способствует снижению капитальных затрат по каждому проекту. На месторождениях Карабах и Дан Улдуз-Ашрефи запасы нефти доходили до 45–50 млн тонн. Но в этой зоне отсутствовала необходимая инфраструктура. Требовались дополнительные средства для ее создания, но при цене 9 долларов за баррель этот расход не был бы оправдан. Современная технологическая добыча позволяет извлекать не всю нефть, содержащуюся в продуктивных горизонтах. Специалисты утверждают, что в пластах остается до 50% нефти [9, с. 56, 58]

ГНКАР, разумеется, не могла заставить какую-либо компанию инвестировать тот или иной проект. «Специалисты зарубежных компаний самостоятельно проводят анализ предоставленных им сведений, а выводы, к которым они приходят, это их выводы, а не ГНКАР», – напомнил всем скептикам всемирно известный нефтяник, вице-президент ГНКАР Х. Юсифзаде [10, с 61]. Неудача или удача – это нормальный, естественный итог любой разведки углеводородов. Объявляется тендер – и компания, предоставляющая лучшие условия, становится победителем. По мировой статистике, только 25–30% разведочных работ на перспективных структурах завершаются успехом, т. е. открытием коммерческих запасов нефти и газа.

Если проанализировать причины  появления в прессе «антирекламных» статей, обнаруживается и влияние геостратегического противостояния в регионе.

Во-первых, в основе их лежат политические и геополитические интересы мировых держав в странах Южного Кавказа и Каспийского бассейна.Во-вторых, соперничество нефтяных компаний и лоббирование их интересов государствами за выгодные проекты углеводородов. На наш взгляд, последняя причина наиболее важная. Компании, как золотоискатели в прошлом, «локтями» выбивали друг друга в надежде овладеть участком в рискованном, но очень выгодном контракте (нефть, как и золото, является важнейшим ресурсом).

Азербайджан и руководители ГНКАР только предлагали, а иностранные компании, вкладывающие большие деньги, не убедившись в перспективности того или иного блока, не начинали переговоры по проекту. Организованные в прессе кампании по дискредитации руководителей ГНКАР создавали дополнительные проблемы для ее деятельности. Несмотря на это, иностранные компании продолжали активно работать на месторождениях республики, и интерес к азербайджанскому сектору Каспия не угасал. Президент компании «Дельта Ойл» Бадра Аль Айбани заявил: «Ни для кого не секрет, что, когда иностранные компании решают инвестировать в какую-либо отрасль индустрии Азербайджана, они делают это не в качестве одолжения или подарка азербайджанскому народу, так как в мире есть очень много других стран, в которые они могли бы инвестировать свои деньги. Очевидно, что они инвестируют в Азербайджан, потому что верят в получение здесь прибыли больше, чем в любой другой точке мира. Причины данной уверенности заключаются не только во всемирном признании Азербайджана как экономически и политически стабильной страны. Учитывается и менталитет азербайджанского народа, который подтвердил свою работоспособность, трудолюбие и высокую образованность» [11].

При анализе заключенных контрактов очевидным становится повышение статуса ГНКАР, о чем свидетельствует увеличение ее доли в каждом соглашении. Так, в первых трех контрактах доля ГНКАР не превышает 10%. Причины уступок — экономическая и политическая нестабильность в стране и глубокий экономический кризис, большая заинтересованность в инвестициях международных компаний. В последующих контрактах доля ГНКАР неизменно увеличивалась: в седьмом контракте государственная компания уже имела 50% долевого участия. Это означало стабилизацию экономического и политического положения страны и получение иностранными инвесторами политических гарантий.

Улучшение имиджа страны и рост ее престижа вызывал уважение иностранных компаний к  республике. Установление равных отношений между руководителями иностранных компаний и руководителями ГНКАР и республики не было простой задачей, но компетентность руководства страны и профессионализм специалистов нефтяной промышленности Азербайджана позволили решить ее. Название республики и ее столицы стали звучать во всем деловом мире. Уже в июне 1996 г. Баку был принят в мировое Содружество нефтяных городов [12, с. 48]. Азербайджан, по мнению российского эксперта О. Булатовой, для иностранного инвестора имеет целый ряд  преимуществ. Во-первых, это большие запасы качественных энергоносителей. Во-вторых, благоприятное географическое расположение: вполне приемлемое расстояние от местных нефтеналивных терминалов до крупных нефтеналивных портов по территории России, Грузии и Турции. В-третьих, налицо политическая стабильность в государстве, инвесторы могут не опасаться конфискации, национализации и пр. В-четвертых, большая гибкость, проявленная руководством республики при проведении  переговоров. По темпам развития сотрудничества с инвесторами Азербайджан стал опережать страны бывшего Советского Союза [13, с. 45]. К 2000 г. проектные запасы нефти в Каспии нефти составляли 15–22 млрд тонн, а уже доказанные запасы – 2 млрд тонн, что сравнимо с запасами Северного моря.

К августу 1999 г. один баррель нефти стоил уже 18–19 долларов. Это были высокие цены по сравнению с существовавшими на рынке в период экономического кризиса 1998 г. В июле-августе 1999 г. цены на нефть стали выгодными. Основной причиной тому послужило заявление стран-членов ОПЕК, что до марта 2000 г. ведущими странами-экспортерами не будет увеличиваться добыча нефти [7]. Помешать этому мог только Ирак: страна была вынуждена в условиях экономической блокады осуществлять программу «Нефть в обмен на продовольствие» и экспортировать на мировой рынок 2,2 млн баррелей нефти в сутки. 20 ноября 1999 г. истекал срок действия программы, в рамках которой Ирак имел право продать нефти на сумму 5,26 млрд долларов и закупить за эти деньги продовольствие, медикаменты и другие товары первой необходимости.

Остальные страны ОПЕК по сравнению с началом 1999 г. сократили экспорт нефти на 40 тыс. баррелей в сутки. В начале августа цена на нефть превысила отметку в 20 долларов за баррель. Эксперты отмечали два основных фактора, повлиявших на повышение нефтяных котировок: приближение зимнего сезона и улучшение экономической ситуации в странах Азиатско-Тихоокеанского региона. Ежедневный дефицит между предложением и спросом на нефть достигал 0,7–0,8 млн баррелей, а возможное начало закупок газойля и мазута Китаем и суровая зима могли еще больше увеличить этот разрыв. Во избежание «голландской болезни» правительство Азербайджанской Республики решило реинвестировать полученные доходы от нефти в приоритетные направления экономики –  нефтепереработку, нефтехимическое производство, химическую промышленность и машиностроение.

www.vipstd.ru

Почему в России упала добыча нефти

Ирина Лагунина: В России – впервые за последние 10 лет – сократилась добыча нефти. В первом квартале её объемы оказались на 1% ниже, чем годом ранее. В последний раз такое происходило в год российского дефолта – в 1998-ом. О причинах нынешнего падения добычи главного экспортного товара России – в материале Сергея Сенинского...

Сергей Сенинский: ... Сокращение добычи нефти в России произошло не «вдруг». Былые темпы её роста снижались в течение нескольких лет подряд. Наш первый собеседник – в Москве – аналитик «Альфа-Банка» Константин Батунин:

Константин Батунин: Действительно, сначала происходило просто снижение темпов роста, потом абсолютное снижение добычи. Если взять, например, период с 200-го по 2005-й год, то средний рост добычи нефти составлял приблизительно 8% в год. В принципе период с 200-го по 2005-й год можно охарактеризовать как быстрое наращивание абсолютной добычи нефти за счет агрессивных методов извлечения пластов. Но, к сожалению или к счастью, такие методы не могут применяться на одних и тех же месторождениях, на одних и тех же скважинах вечно. А сейчас этот метод применять просто не к чему. И для того, чтобы хотя бы остаться на существующем уровне нефтедобычи, нужно бурить новые скважины, а для этого нужны колоссальные инвестиции. И здесь как вторую причину можно назвать достаточно жесткое налогообложение российской отрасли, которое не мотивирует нефтяные компании увеличивать инвестиции.

Сергей Сенинский: Аналитик инвестиционной компании «Проспект» Александр Кузнецов:

Александр Кузнецов: Просто-напросто наступил предел по мощностям, которые были освоены в советское время, и теперь уже промышленность нефтяная не может произвести больше нефти без существенного ввода новых мощностей. То есть имеется в виду и освоение новых месторождений, и геологоразведочные работы. В 90-е годы в России велась довольно-таки слабо геологоразведка. На разработку месторождения уходит порядка 5-10 лет, чтобы вывести месторождение на пиковую добычу. И если мы берем 90-е годы, провальные годы, то сейчас мы находимся как раз в переломном периоде.

Сергей Сенинский: Если общий объем добычи нефти в России сократился в первом квартале на 1%, это еще не значит, что добыча упала у всех нефтяных компаний одинаково.

Какие группы компаний пострадали в большей степени? Частные? Государственные? Или - эксплуатирующие какие-то определенные месторождения?

Константин Батунин: Я бы не стал проводить разграничение между частными и государственными компаниями с точки зрения того, как происходит нефтедобыча и имеют какие-то компании преимущества или не имеют. Я бы рассматривал во временном разрезе. Некоторые компании, например, государственные как «Роснефть», они находятся на более ранней стадии проблем, которые ждут эту компанию в будущем. Тогда как другие компании, в том числе и государственные, в том числе и частные сталкиваются с этими проблемами сейчас. Но в целом, я бы сказал, что все проблемы одинаковы, и они в той или иной степени в любом случае применимы, безусловно, ко всем компаниям отрасли.

Александр Кузнецов: Пострадали компании частные больше всего и преуспели больше всего государственные компании. Кроме того, можно отметить, что снизили добычу компании, чьи месторождения располагаются в Западной Сибири, где в основном последние десятилетия и шла основная часть добычи России и Советского Союза. Соответственно, сумели повысить добычу компании, которые вели свои разработки на новых участках в южных районах, на некоторых участках западносибирского региона.

Сергей Сенинский: Если бы не высокая себестоимость добычи и относительно невысокое качество сырья, то крупнейшим источником нефти в мире была бы не Саудовская Аравия, а Канада – с её гигантскими месторождениями «нефтяных песков» в провинции Альберта...

Какова сегодня «средняя» себестоимость добычи одного барреля нефти в целом по миру? И насколько отличается от неё средняя себестоимость добычи, например, в России, Саудовской Аравии и Норвегии – то есть у трех крупнейших производителей? Из Нью-Йорка – аналитик инвестиционной компании Oppenheimer Фейдел Гейт:

Фейдел Гейт: Средняя себестоимость добычи одного барреля нефти в целом по индустрии составляет сегодня примерно 15 долларов. В отдельных странах она может быть значительно ниже. Например, в Саудовской Аравии - 5-7 долларов, в России - 5-10 долларов. А в Норвегии и Канаде - 10-15 долларов.

Сергей Сенинский: Освоение новых, более «трудных», с точки зрения затрат и окупаемости, месторождений – типа «нефтяных песков» Канаде или находящихся в удаленных регионах российской Восточной Сибири, не говоря уже об арктическом шельфе, а также месторождений более «грязной» или «тяжелой» нефти, то есть с высоким содержанием примесей, становится рентабельным лишь при относительно высоких ценах на нефть – 60-70-80 долларов за баррель и более.

Сегодня нефть стоит почти 120 долларов, но ведь все может измениться. В какой степени, на ваш взгляд, оправданы предположения о том, что именно из-за этой неопределенности с будущими ценами нефтяным компаниям станет труднее привлекать необходимые для новых проектов огромные инвестиции, то есть кредиты и другие заимствования окажутся весьма дорогими?

Фейдел Гейт: Нет, как раз наоборот. Самое трудное сегодня - доступ к природным ресурсам. Например, Саудовская Аравия не разрешает зарубежным компаниям заниматься разведкой новых месторождений на своей территории. То же самое - в Кувейте. Россия также ограничивает доступ международных компаний к своим ресурсам.

Даже если нынешние цены на нефть снизятся вдвое – до 60 долларов за баррель, как было в прошлом году, добыча нефти и газа в любой стране мира все равно останется очень доходным бизнесом. И потому недостатка в инвестициях в нём нет и не будет!

Но страны, экспортирующие нефть, считают, что для них сегодня лучше сохранять ресурсы в земле, не спешить добывать их и продавать. Эти страны и так получают огромные доходы. В итоге баланс спроса и предложения нефти на мировом рынке оказался весьма напряженным, что и привело к небывалому росту цен.

Сергей Сенинский: Из Москвы - Константин Батунин, аналитик «Альфа-Банка»:

Константин Батунин: Готовы нефтяные компании закладывать в свои проекты среднюю цену на нефть 70-80 долларов. Вопрос по увеличению финансирования – это вторичный вопрос. Если они готовы закладывать эту цену, то я думаю, что найти ресурсы, я имею в виду финансовые ресурсы, они всегда смогут. До недавнего времени нефть не стоила столько, сколько она сейчас стоит. И для того, чтобы качественно перейти на новый уровень цены нефти, которая закладывается в проекты, нужно осознание, что этот уровень будет устойчив в будущем. То есть я бы на первое место поставил вот этот фактор того, что готовы или не готовы нефтяные компании закладывать в проекты, в новые проекты совершенно качественно новые с точки зрения уровни цены нефти, то есть цены барреля. И в принципе, я бы сказал, что сейчас все больше и больше понимания сдвигается в ту сторону, что они будут готовы это делать.

Сергей Сенинский: В последние годы во всем мире растет спрос именно на «чистые» или «легкие» сорта нефти, поставляемые из стран Ближнего Востока. Затраты на их переработку – самые низкие, по сравнению с переработкой нефти более «тяжелой». Именно этим обстоятельством эксперты объясняют, например, и традиционное отставание в цене российской нефти URALS от сорта Brent, нефти Северного моря.

Можно ли прогнозировать, что именно «легкие» сорта нефти будут доминировать в структуре мирового спроса в ближайшие годы? И что поставщикам всех остальных сортов придется «подстраиваться» под такие предпочтения рынка, неся при этом дополнительные издержки? Фейдел Гейт, аналитик компании Oppenheimer, Нью-Йорк:

Фейдел Гейт: Качество нефти отражается только на её переработке. Чтобы переработать нефть невысокого качества, нужны более сложные технологии и более совершенное оборудование. Все это обходится во многие миллиарды долларов.

Да, спрос на «легкие» сорта нефти будет и впредь расти. Из неё проще и дешевле производить наиболее востребованные нефтепродукты – например, бензин и дизельное топливо для автомобилей или авиационный керосин. А «тяжелые» сорта нефти больше пригодны для производства, скажем, асфальта или низкосортного топлива, спрос на которые – значительно ниже.

Но странам, добывающим нефть невысокого качества – например, Канаде, Мексике или Венесуэле, ничего не остается, как продолжать подстраиваться под требования рынка, то есть продавать свою нефть со значительной скидкой - ведь её переработка потребует от покупателя больших затрат, чем переработка «легкой» нефти. И просто продолжать выкачивать из своих недр то, что у них есть. Ничего с этим не поделаешь...

Сергей Сенинский: Международное энергетическое агентство прогнозирует, что в России рост объемов добычи нефти до конца года возобновиться, и в целом составит 0,8% по сравнению с добычей в 2007 году. Это – втрое ниже средних темпов роста за три предыдущих года.

Прогнозы российского правительства разнятся. Министерство промышленности и энергетики полагает, что в этом году объемы добычи нефти в России увеличатся на 1,8%. А Министерство природных ресурсов, наоборот, не исключает, что они могут оказаться даже ниже прошлогодних...

www.svoboda.org