Известно несоответствие запасов Proved по классификации SPE запасам А + В +
С1 по российской классификации. Это вызвано отчасти историей развития нефтяного бизнеса в России и за рубежом. Большинство зарубежных нефтяных компаний обладает меньшей ресурсной базой, чем российские. Это связано с тем, что до 90% этих запасов были разведаны или вовлечены в разработку в период существования СССР, когда вопросам экономичности извлечения уделялось меньше внимания. Бизнес российских компаний всегда был сосредоточен на стадии разведка—добыча. Следующие шаги технологического процесса (вертикальная интеграция, развитие переработки, маркетинг нефтепродуктов и продуктов нефтехимии) достаточно явно выражены только у компании Лукойл, которую по этим показателям можно сравнивать с крупнейшими зарубежными компаниями.
Международная классификация доказанных запасов (Proved Reserves)
складывается из трех категорий, из них две — доказанные эксплуатируемые
запасы (Proved Developed Producing) и доказанные разработанные
неэксплуатируемые запасы (Proved Developed Nonproducing) — не требуют
капвложений. Третья — доказанные неразработанные запасы (Proved
Undeveloped) — не гарантирует прибыли инвесторам без новых капвложений. Эти
показатели используются в международных методиках для оценки нефтяных
компаний.
Доля неразработанных запасов у российских компаний (табл. 1.3) значительно выше, чем у их зарубежных аналогов, что соответствующим образом отражается на их стоимости. В результате при оценке акционерного капитала российских компаний стоимость барреля нефти в запасах оценивается в 0,2—0,5 долл., в то время как у зарубежных — в десятки раз выше. Специалисты считают, что зарубежные компании переоценены (что характерно в целом для развитых стран и составляет основную потенциальную угрозу фондового и финансового кризиса), а российские — значительно недооценены (это составляет основную проблему привлечения инвестиций через продажу пакетов акций нерезидентам).
У западных нефтяных компаний (Total, BP Amoko, Texaco, Chevron, Mobil) доля запасов Proved Undeveloped составляет в среднем около 25%.
Запасы природного газа. В настоящее время 80% газа добывается Газпромом на месторождениях с падающей добычей. Дефицит ресурсов газа к концу 1999 г. составлял 20 млрд. м3, а к 2001 г. вырастет до 45—50 млрд. м3, т.е. составит около 10% годовой добычи. Такая ситуация уже привела к снижению подачи газа электростанциям. В перспективе это грозит энергетическим кризисом и потребует пересмотра энергетической стратегии России.
Современная добыча газа в России базируется на трех месторождениях- гигантах, из которых Медвежье уже вошло в стадию падающей добычи, Уренгой близко к этому состоянию, а Ямбург пока работает на пике своих возможностей. Инвестиции в газовую отрасль на 80% направляются на возмещение выбытия мощностей, их ремонт и реконструкцию, чтобы обеспечить достигнутый уровень добычи и транспорта.
Для компенсации добычи на основных месторождениях и обеспечения
прироста добычи под новые контракты в ближайшие годы необходима реализация
альтернативных вариантов:
. выход на новые регионы с вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений
Ямальской группы и Штокмановского — эффект экономии от масштаба будет снижен ввиду высоких стоимости освоения и транспортных расходов;
. более интенсивное использование ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих районах, где частично есть инфраструктура, но повышаются расходы, свойственные поздней стадии развития нефтегазоносной провинции
(при освоении крупнейшего месторождения Заполярное в 1999—2001 гг. расходы на 1000 м3 составят около 900 руб., против 50—100 руб. в сопоставимых ценах на Уренгойском и Ямбургском месторождениях в 80-е годы).
Перспективные районы по углеводородным ресурсам. Континентальный шельф
арктических морей России общей площадью 3,9 млн. км2 (по оценке
специалистов на начало 1999 г.) содержит 100 млрд. т углеводородов (в
нефтяном эквиваленте). Наиболее изученными являются недра шельфов
Баренцова, Печерского и Карского морей, запасы которых, по предварительным
прогнозам, составляют 54 млрд. т углеводородов. Здесь открыто 11
месторождений нефти и газа, пять из которых по запасам относятся к
гигантским: Штокмановское и Ледовое — газоконденсатные, Ленинградское,
Русановское — газовые, Приразломное — нефтяное. Таким образом, на
российском шельфе Арктики открыты Баренцевоморская нефтегазоносная
провинция и Карская нефтегазоносная область, являющаяся продолжением
Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
В соответствии с оценками и учетом добычи и прироста запасов нефти и
газа доля неразведанных ресурсов (категории С3 и D) нефти в России
составляет 57,5%, а природного газа более 70% общего потенциала в недрах.
Неразведанные ресурсы нефти превышают накопленную добычу, текущие (А-В-С1)
и предварительно выявленные запасы промышленных категорий на известных
месторождениях (С2) за 130 лет существования нефтяной промышленности.
Неразведанные ресурсы природного газа в 2,3 раза превышают добытые,
текущие, разведанные и предварительно выявленные его запасы. Распределение
неразведанных запасов углеводородов (нефти, газа и конденсата) по регионам
России приведено в табл. 1.4.
Из других энергоносителей наиболее крупными являются запасы каменного угля. Неразведанные запасы угля уникальны (порядка 5 трлн. т). Все это, по мнению экспертов, свидетельствует о высокой надежности долговременного развития ТЭК России с учетом удовлетворения собственных потребностей и экспорта. Главная проблема состоит в привлечении инвестиций, внедрении современных технологий и организации работ на всех этапах геологоразведки, добычи и переработки нефти и газа.
Освоение существующих месторождений допускает значительное расширение
за счет применения новых технологий извлечения, в том числе тяжелой нефти.
Всего в России разведано 9 млрд. т трудноизвлекаемых запасов нефти. Ее
распределение по регионам неравномерно. В Тимано-Печерской нефтегазоносной
провинции (7,2% разведанных запасов) она составляет 50%. В основном
"тяжелая" нефть сконцентрирована на обустроенных территориях Ярегского и
Усинского (начало разработки в 1977 г.) месторождений.
Долгосрочная перспектива развития добычи нефти и газа — освоение прибрежных шельфов. В российских прибрежных водах разведано пригодных для добычи 150 млрд. т нефти и газа. Освоение этих районов позволило бы, по мнению аналитиков, параллельно решить задачу конверсии дальневосточных и северных судостроительных заводов. Основная часть запасов нефти и газа российского шельфа — порядка 80% начальных суммарных ресурсов — приходится на замерзающие акватории Баренцева, Печерского и Карского морей, которые характеризуются тяжелым ледовым режимом, суровыми природно-климатическими условиями и слаборазвитой береговой инфраструктурой.
Наиболее подготовленным к практическому освоению является шельф
Печерского моря. В структуре капитальных затрат на обустройство пионерского
месторождения стоимость морских ледостойких стационарных платформ составит
около 45%, стоимость бурения скважин — 15—20%. При этом себестоимость
добычи нефти на первоочередных объектах освоения Печерского моря будет
снижаться с 20 до 14 долл./т. Цена нефти на промысле составит 80—90
долл./т.
Экономические показатели освоения Приразломного месторождения имеют невысокий уровень эффективности. Внутренняя норма рентабельности (IRR) проекта составляет около 16,2%, что допустимо для принятия проекта к внедрению. Для инвестора после раздела продукции (данный режим необходим при освоении арктического шельфа) и уплаты налогов (роялти и налога на прибыль) этот показатель составит около 13,2%. Общие затраты на освоение данного месторождения составят около 4 млрд. долл. Стоимость добытой нефти составит около 7 млрд. долл., доходная часть проекта — 2,5 млрд. долл., прямые платежи в бюджет России превысят 1 млрд. долл.
С каждым последующим проектом в данном регионе доходы государства будут
увеличиваться. Косвенный эффект от проекта — до 70% подрядов на проведение
НИР и прочих работ по подготовке месторождения, а также строительство
судов, обслуживание промысла и транспортировка продукции будут
предоставлены предприятиям России. Это может обеспечить до 2,5 млрд. долл.
инвестиций в экономику России. Иностранные компании получат заказы на
оборудование и оказание услуг на 1,2 млрд. долл.
Среднесрочная перспектива развития нефтегазовой отрасли связана с разработкой месторождений Восточной Сибири и Ямала. Только разведанные запасы Тимано-Печерского бассейна составляют 1,5 млрд. т. Инфраструктура, необходимая для добычи и транспортировки нефтегазового сырья, развита в данном районе слабо и требует больших инвестиций. Существующее налоговое законодательство делает такие вложения нерентабельными. Для привлечения инвесторов в 2000 г. планировалось установить государственные преференции для месторождений в Тимано-Печерском районе, затрагивающие отчисления на восстановление минерально-сырьевой базы (ВМСБ).
Сейчас нефтедобывающие компании отчисляют на ВМСБ в бюджеты всех уровней около 20 млрд. руб. в год по официально декларируемому ими уровню добычи нефти. Исходя из объемов реально продаваемой нефти от ВМСБ должно поступать около 80 млрд. руб., т. е. для проведения самостоятельных геолого- разведочных работ компаниям оставляют 41% их отчислений на ВМСБ (около 4,6 млрд. руб.). Власти регионов заинтересованы в том, чтобы прибыль от продажи нефти оставалась в регионе в виде инвестиций, поэтому не поощряют вложений в другие регионы.
Таблица 1.1. Добыча и производство основных видов продукции ТЭК в
России[6]
|Proved Undeveloped |33% |42% |
|Proved Developed Producing |34% |42% |
|Proved Developed Nonproducing |33% |16% |
Таблица 1.4. Распределение неразведанных запасов углеводородов по
регионам[9]
|Регионы |Нефть |Газ |Конденсат |
|Cеверные районы |3,9 |0,8 |0,8 |
|Волго-Уральский |7,9 |4,5 |12,6 |
|Северо-Кавказский |0,9 |0,6 |0,4 |
|Западно-Сибирский |45,3 |27,1 |35,3 |
|Восточно-Сибирский |16,6 |18,3 |19,1 |
|Дальневосточный |4,5 |6,2 |4,2 |
|Шельфы морей |20,9 |42,5 |27,6 |
|из них: Баренцева |5,0 |16,0 |4,6 |
|Карского |5,5 |21,1 |15,0 |
|Охотского |2,9 |3,2 |1,5 |
1.2.Роль экспорта ТЭР в экономическом развитии России на современном этапе
Россия — крупнейший поставщик энергетического сырья на мировой рынок. В
настоящее время экспортируется 45,1% добываемой нефти, 34,3% газа, 9,5%
угля, 9,8% автомобильного бензина, 52,2% дизельного топлива, 31,1%
топочного мазута и около 0,7% производимой электроэнергии. ТЭК — это
“валютный цех” страны, он обеспечивает почти половину всего российского
экспорта. Начиная с 70-х годов валютная выручка за экспорт топливно-
энергетических ресурсов стала своеобразной палочкой-выручалочкой,
позволяющей смягчать последствия сбоев в отечественной экономике, латать
социальные “дыры”.[10]
Исходя из того что экспорт ТЭР- это «валютный цех» страны, считаю целесообразным наглядно продемонстрировать влияние этих валютных поступлений на формирование бюджета страны и зависимость бюджетосостовляющих элементов от цен на нефть. Динамика российской экономики в 2000-2001 годах действительно довольно сильно зависела от цен на нефть (табл. 1.5.). Высокие мировые цены, а также значительный прирост физического объема экспорта в 2000 и 2001 годах привели к увеличению валютной выручки от продажи нефти на $60 млрд. 30% этой суммы было использовано для увеличения импорта. Остальные средства пошли в накопление: около $24 млрд. осело в резервах ЦБ, $ 10 млрд. осталось в корпоративном секторе и еще $8 млрд. попало в государственные резервы. Именно эти 70%, или свыше $40 млрд., различным образом впитавшиеся в экономику страны с уже почти рыночной инфраструктурой, сделали ее другой.
Таблица 1.5. Гибкость бюджета[11]
|Цена Urals |>23,5 |>18 |>14 |
