Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

411

«ЮКОС» выкупил у американской Williams International доли в литовском концерне

Mazeikiu Nafta, приобретя контроль над предприятием. Учитывая, что в состав литовского

концерна входит нефтеперевалочный порт Бутинге с экспортными мощностями около 8 млн

т нефти в год, приспособленный для танкеров объемом до 150 тыс. тонн нефти (именно на

таких экономически целесообразно экспортировать нефть в дальнее зарубежье, в частности,

в США).

В 2003 г. компании ЮКОС и Сибнефть сделали попытку объединения с образованием

компании ЮКОС-Сибнефть с капитализацией порядка 45 млрд долл. В печати стали

появляться сообщение о том, что одна из транснациональных компаний собирается

приобрести 25% акций ЮКОС-Сибнефть. По мнению отечественных и зарубежных

аналитиков слияние компаний ЮКОС и Сибнефть и возможное приобретение 25% акций

этой компании могло бы стать катализатором освоения нефтяных богатств Восточной

Сибири с привлечением иностранного капитала.

Чтобы высветить свою привлекательность в глазах инвесторов, в последние годы

многие крупные российские компании публикуют свою бухгалтерскую отчетность в

соответствии с международными стандартами GAAP и IAS. Самые «продвинутые»

отечественные компании раскрывают свои показатели поквартально – так, нефтяная

компания «ЮКОС» объявила рассчитанные по GAAP итоги своей деятельности. ЮКОС

первым из российских компаний раскрыли состав своих акционеров.

В соответствии со стандартами GAAP USA чистая прибыль «ЮКОСа» в 2002 г.

составила 3,156 млрд долл. по сравнению с 3,058 млрд долл. в 2001 г. Выручка от реализации

выросла до 11,373 млрд долл., что на 20,2% выше соответствующего показателя за 2001 г.

При этом операционные расходы компании в 2002 г. выросли, чистый доход уменьшился из-

за роста расходов на сбыт продукции, налогов на добычу нефти.

Компания ЮКОС заключила соглашение о реализации проекта «Адрия»,

предусматривающего ежегодную отгрузку на экспорт 5 млн т. нефти через хорватский порт

Омишаль.

Однако после начала судебного преследования ряда акционеров ЮКОСа объявленное в

середине апреля 2003 г. объединение ЮКОСа и Сибнефти по инициативе Сибнефти было

расторгнуто.

«Дело ЮКОСа» и связанные с ним беспрецедентно высокие налоговые требования

сыграли роковую роль в судьбе некогда самой заметной и эффективной нефтяной компании

страны. ЮКОС лишился своего главного нефтяного актива – «Юганскнефтегаза», акции

которого были арестованы судебными исполнителями и переданы за долги. Недавно ЮКОС

лишился своего зарубежного нефтеперерабатывающего актива – НПЗ в г. Мажейкяй (Литва).

В 2005 г. ЮКОС добыл 23,9 млн т нефти, что в 3,6 раза меньше, чем в 2004 г. Снизилась в

1,8 раза добыча газа. На экспорт компания ЮКОС отправила в 2005 г. 1,6 млн т нефти (в

2004 г. – 31,5 млнт).

В 2003 г. транснациональная компания British Petroleum за 6,75 млрд долл. купила

акции российской компании ТНК. Владельцы ТНК – Альфагруппа Access и Ренова (ААР)

совместно с ВР образовали альянс, в состав которого совладельцы ААР внесли в новую

компанию 97% акций ТНК, 93% акций нефтяной компании «Онако», контрольный пакет

«Сиданко», 29-процентную долю в компании «Русиа Петролеум» и 44% акций газовой

компании «Роспан», доли в перспективных нефтегазовых проектах «Сахалин-4», «Сахалин-

5» и «Сахалин-6».

Вкладом ВР стали активы «Сиданко» (25% акций), 33% акций в «Русиа Петролеум»,

доля в проекте «Сахалин-5» и пакет акций в московской сети фирменных АЗС. В качестве

компенсации за неравноценный обмен ВР заплатила совладельцам ААР 6,75 млрд долларов.

Новая компания стала обладателем 0,7 млрд т. доказанных запасов нефти (по

британским стандартам) и ежегодной добычи 62 млн т. нефти. По этим показателям она

стала третьей компанией в России, уступая лишь «ЛУКОЙЛу» и ЮКОСу. Суммарная

капитализация новой компании составила почти 18 млрд долл., что позволило ей занять

412

третье место среди всех компаний России (после ЮКОСа и «Газпрома»). Сама ВР благодаря

сделке стала первой в мире по размеру имеющихся запасов, то есть обогнала Exxon Mobil.

Российско-британская компания ТНК-ВР за период с сентября 2003 г. добилась

немалых успехов. В 2005 г. был завершен обмен акций 14 дочерних предприятий компании

на акции ТНК-ВР-Холдинг. В конце 2005 г. компания завершила второй этап реконструкции

активов, присоединив к холдингу ТНК, СИДАНКО, ОНАКО. В процессе оптимизации

активов компания продала Саратовнефтегаз, Орский НПЗ, сбытовую организацию

Оренбургнефтепродукт и др., мотивируя относительно более низкими показателями

эффективности инвестиций в эти активы по сравнению с инвестициями в другие активы

компании. Компания осваивает новые месторождения как в Западной Сибири (Уват, Усть-

Вах), так и в Восточной Сибири (Верхнегонское месторождение). На основном Рязанском

НПЗ компания ввела комплекс гидроочистки вакуум-газойля и планирует ввести установки

изомеризации и алкилирования. Компания планирует более активно использовать потенциал

Ярославского НПЗ (совместный актив ТНК-ВР и Сибнефти). Потенциальной жемчужиной

ТНК-ВР является Ковыктинское газоконденсатное месторождение, однако из-за разногласий

компании с Газпромом – координатором освоения ресурсов Восточной Сибири –

комплексное освоение уникальных ресурсов этого месторождения пока не начато [347].

6.5. Перспективы роста добычи и экспорта нефти

Благодаря хорошей конъюнктуре мировых цен нефтяные компании России значительно

увеличили добычу нефти. Увеличение добычи нефти было осуществлено за счет увеличения

эксплуатационного бурения, покупки новых активов, повышения нефтеотдачи и

использования новых технологий. Каждая из нефтяных компаний России имеет свою

стратегию добычи нефти. Компания ЛУКОЙЛ в ближайшее время планирует

стабилизировать добычу на уровне 90–93 млн т.; компания сосредоточилась на снижении

издержек. Однако к 2010 г. ЛУКОЙЛ предполагает выйти на уровень 100 млн т. нефти в год.

Наиболее агрессивную политику в отношении роста добычи вели компании ЮКОС и

Сибнефть, имевшие наименьшие издержки добычи. Однако ход последних событий изменил

ранее сделанные прогнозы для этих компаний. Планируется рост добычи компаниями

Сургутнефтегаз, Роснефть, ТНК-ВР, Русснефть. Один из прогнозов роста добычи нефти,

сделанный в 2003 г., приводится в табл. 6.20.

Таблица 6.20

Прогноз добычи нефти в России (млн т.)

Компании 2002 г. (факт) 2003 г. (оценка) 2005 г. (оценка) 2007 г. (оценка) 2010 г. (оценка)

ЛУКОЙЛ 77,1 78,8 86,1 93,5 95,0

ЮКОС 70,0 82,5 100,0 110,0 115,0

Сибнефть 26,5 36,5 46,3 50,5 63,0

Сургутнефтегаз 49,2 52,1 56,4 58,1 60,0

ТНК 37,5 39,4 41,8 42,6 43,0

Татнефть 24,6 24,6 23,7 22,8 22,0

Роснефть 16,1 16,9 18,1 18,8 19,0

СИДАНКО 16,1 16,5 16,8 17,0 17,0

Башнефть 12,0 11,9 11,6 11,4 11,0

Славнефть 16,1 11,8 12,3 12,8 13,0

Прочие компании 34,5 34,8 35,0 35,1 35,0

Итого 379,7 405,8 448,1 472,6 493,0

Отметим, что реальная практика российской нефтедобычи превзошла этот прогноз.

Так, на 2005 г. намечался уровень добычи 448 млн т, а фактическая добыча составила 470

млн т, т.е. достигла уровня, намеченного на 2007 г.

Один из прогнозов роста добычи нефти сделали в компании ТНК-ВР. С этой целью

были собраны прогнозные проработки всех крупнейших компаний о возможных уровнях их

добычи, использованы прогнозы мировых цен на нефть, приняты предположения, что

объявленные проекты обеспечат рентабельность на вложенный капитал не ниже 15%,

413

сопоставлены балансы добычи, внутреннего потребления и экспорта нефти, учтены слияния

компаний. Согласно прогнозным расчетам компании ТНК суммарный объем добычи нефти в

России в 2005 г. должен был составить 460 млн т, 2010 г. – 555 млнт [341, 349].

В период 2000–2004 гг. российские нефтепроизводители демонстрировали одни из

самых высоких в мире темпов роста добычи и многообещающие перспективы.

Основная часть нефти, транспортируемая на отечественные НПЗ и на эспорт,

перекачивается по нефтепроводам государственной компании Транснефть. Это –

крупнейшая в мире нефтепроводная компания, в которую входят около 30 дочерних и

зависимых обществ. Она эксплуатирует около 50 тыс. км магистральных нефтепроводов, 360

нефтеперекачивающих станций, 856 резервуаров суммарной емкостью 13,4 млн м

[350].

Основные задачи развития инфраструктуры транспорта нефти диктуются как общим

состоянием трубопроводной системы, так и стратегическими отраслевыми,

макроэкономическими и геополитическими ориентирами [351]. Безусловно, очень важно

модернизировать действующие трубопроводные системы и терминалы. Но в то же время

необходимо формировать новые системы транспорта углеводородов, обеспечивающие

доступ к новым перспективным рынкам сбыта и создающие условия для разработки

месторождений еще не задействованных нефтегазовых провинций. Следует учитывать: 1)

изменение географии добычи нефти (появление новых центров – Восточная Сибирь,

Республика Саха-Якутия, шельф дальневосточных морей, Тимано-Печорская

нефтегазоносная провинция, шельф Баренцева, Карского морей, российский сектор Каспия);

2) изменение структуры внутрироссийских поставок (загрузка НПЗ в восточных регионах

страны); 3) изменение региональной структуры мирового спроса на нефть (стабилизация

европейского спроса при падающей местной добыче, рост американского нефтяного рынка,

быстрый рост потребления в АТР, особенно в Китае); 4) возможные транзитные потоки

нефти, в частности, нефти Каспия.

В условиях роста добычи нефти в России проблема экспорта для отечественных

компаний становится все более актуальной. Потребление на внутреннем рынке растет очень

медленно, поставки традиционным покупателям Восточной Европы стабилизировались.

Планировать дальнейшее развитие теперь возможно, лишь заранее позаботившись о новых

рынках сбыта. Наиболее перспективными могут стать США, АТР и Западная Европа. Но

чтобы выиграть конкуренцию в США, придется искать эффективные транспортные

маршруты. В Западной Европе – учитывать технологические особенности НПЗ,

сконструированных под легкую малосернистую нефть. В Китае будет проще – страна

попросту собирается диверсифицировать поставщиков. А в Южную Корею можно будет

войти в основном только нефтью Сахалина. Шансы на наращивание объемов экспорта у

российских компаний, таким образом, имеются. Но тем, кто решился ими воспользоваться,

работы предстоит очень много.

Крупнейшими потребителями нефти в мире сегодня являются страны Северной

Америки, Западной Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Их НПЗ загружены в

основном на полную мощность. США перерабатывает более 700 млн тонн нефти в год,

Европа – около 820 млн тонн, примерно столько же требуется АТР.

В последние 10 лет объем потребления нефти в США вырос примерно на 100 млн тонн.

При этом собственная добыча американских компаний сокращалась , а импорт существенно

увеличивался; сейчас собственная добыча составляет немногим более 40%.

Ближайшие соседи США – Мексика и Канада – поставляют около 20%, примерно 17%

– страны Ближнего Востока, остальная нефть поступает из Южной Америки и в

незначительных количествах из других стран.

В последние 10 лет наметившиеся тенденции неизбежно получат развитие. По

прогнозам, к 2010 г. потребление нефти в США составит 1 млрд тонн, собственная добыча

из-за высокой себестоимости, скорее всего, будет падать, а импорт – расти примерно на 1% в

год. Суммируя эти факторы, можно говорить о том, что дополнительные поставки нефти

вполне могут взять на себя новые участники рынка. Разумеется, при условии, что их

414

продукция окажется приемлемой по качеству и по цене.

Российская экспортная смесь Urals имеет существенные преимущества перед нефтью,

поступающей в США из Южной Америки, поэтому даже при равных ценах может составить

ей серьезную конкуренцию. Если же России удастся удешевить маршрут доставки нефти

американским потребителям, то можно будет говорить о замещении на Urals еще и арабской

нефти.

По схеме, сопоставимой с американской, исторически развивалась ситуация и в

Европе. С той лишь разницей, что потребление нефти в Западной Европе более стабильно и

росло медленнее, чем в США. Собственная добыча Западной Европы – те же 44%. Импорт из

стран Ближнего Востока – 25%, из России – 18%, остальной объем поступает из Северной

Африки.

Прогнозы, касающиеся зависимости Западной Европы от импорта, тоже аналогичны:

основной источник сырья для европейских НПЗ – нефть Северного моря, но большинство

аналитиков склоняется к тому, что пик добычи там уже пройден и в дальнейшем она будет

сокращаться. Конечно, если цены на нефть останутся высокими долгое время, падение

добычи будет достаточно медленным; очевидно, поэтому прогнозы по динамике падения

несколько расходятся. В то же время, нет ни одного прогноза о росте добычи в Северном

море. Поэтому даже при очень скромном увеличении импорта на 0,5% в год к 2010 г. его

объем возрастет довольно существенно и составит около 420 млн тонн в год.

Заместить российской нефтью североморскую нефть, в принципе, можно, но при этом

придется учитывать технологические особенности европейских НПЗ. Большая их часть

сконструирована для переработки легкой малосернистой нефти, поэтому тем российским

компаниям, которые хотят полноценно увеличивать свое присутствие на европейском рынке,

придется каким-то образом участвовать в модернизации заводов, позволяющей

переориентировать их на переработку большего количества Urals.

Задача это достаточно сложная. К подобному предложению владельцы НПЗ могут

отнестись по-разному. Необходимость строительства новых установок по обессериванию

нефти каждый из них прекрасно понимает; тем не менее, нельзя исключать, что от

российских компаний они ожидают иного поведения. К примеру, поставок нефти с большим

дисконтом по цене, чем обычно. Так или иначе, но если компромиссное решение с

нефтепереработчиками будет найдено, доля России на рынке Западной Европы к 2010 г.

может увеличиться до 25%.

С учетом устойчивого спроса в странах Центральной и Восточной Европы,

традиционно ориентирующихся на российскую нефть, суммарный объем реального экспорта

из России в Европу может составить 160 млн т., причем при благоприятном стечении

обстоятельств он может возрасти.

Наиболее интересные для России рынки в Азии – Китай, Япония и Южная Корея.

Зависимость Китая от импорта образовалась относительно недавно. Его собственная

добыча сейчас «компенсирует» около 70% от общего потребления. 30% нефти Китай

импортирует. За исключением 2 млн тонн, поступающих из России по контракту с ЮКОСом,

этот объем распределен между поставщиками Ближнего Востока и Юго-Восточной Азии. Но

Китай – бурно растущий рынок, где потребление нефтепродуктов растет быстрее, чем

собственная добыча. Если сейчас потребность в нефти в Китае составляет порядка 160 млн

т., то к 2010 г. она удвоится (до 320 млн т.). Кроме того, в обозримом будущем здесь

ожидается реформирование нефтяного сектора, что также приведет к росту потребления

нефти.

На Азиатском рынке ожидается рост спроса на нефть в Южной Корее, где имеется

развитая нефтеперерабатывающая промышленность. Большой интерес к российской нефти

проявляет Япония, импорт нефти в которую, в основном, осуществляется из

ближневосточных стран. С целью стабилизации поставок японские нефтепереработчики

стремятся осуществить диверсификацию импорта и получать нефть из России.

Таким образом, можно обобщить, что геополитические интересы российского

415

нефтяного комплекса сосредоточены на следующих основных направлениях: балтийское,

северное, восточное [351].

Главный проект для балтийского направления – Балтийская трубопроводная система

(БТС). Реализованы три этапа проекта, что позволило довести пропускную способность до

50 млн т с последующим развитием до 62 млн т. Система БТС позволяет расширить

экспортные возможности, сократить зависимость от транзита нефти через страны Балтии и

усилить российские позиции на рынках Северо-Западной Европы, где будут снижаться

поставки североморской нефти. Проблемы могут возникнуть в случае снижения цен, что

сделает менее эффективными дальние поставки, а также в случае «затоваривания» рынка

стран Северо-Западной Европы. Имеется проблема с загруженностью Датских проливов.

Однако это направление представляет несомненный интерес как в случае традиционной

деятельности российских компаний на Европейских рынках, так и при выходе на рынок

США.

Надежность снабжения Северо-Западного округа России, а также поставок на экспорт

нефтепродуктов повысится при завершении строительства продуктопровода «Северные

ворота» (Кстово – Ярославль – Кириши – Приморск).

Северное направление связано с функционированием Северного морского пути. На

этом направлении намечается создание транспортной инфраструктуры и перевалочных

комплексов. Имеются проекты трубопроводов Западная Сибирь – Мурманск с терминалом

на Кольском полуострове и Западная Сибирь – Индига с перевалочным комплексом на мысе

Святой Нос в Баренцевом море. Пока создание этих трубопроводов откладывается, но выход

на рынок США, необходимость транспортировки углеводородов, добываемых на

месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, восточной части Ямало-

Ненецкого АО и др. северных территорий, ускорят решение этого вопроса.

Восточное направление, как уже отмечалось, связано с динамично развивающимися

рынками стран Северо-Восточной Азии, а также с необходимостью реализовать нефть и

газовый конденсат, добываемые на о. Сахалин, в Восточной Сибири. Здесь приоритетными

являются поставки нефти с о. Сахалин на НПЗ Дальневосточного округа (Комсомольский и

Хабаровский НПЗ) и на экспорт, а также три проекта создания нефтепроводов: «Юрубчено-

Тахомская зона нефтенакопления – Пойма» с подключением к транссибирскому

магистральному нефтепроводу; магистрали «Тайшет – Находка» и ответвление от этой

магистрали «Сковородино – Дацин (Китай). Поскольку при выборе маршрутов сталкиваются

геополитические интересы России, Китая, Японии, то здесь приходится делать сложный

выбор, но отдавая предпочтение российским политическим и экономическим интересам и

максимально используя российскую территорию и инфраструктуру.

В настоящее время экспорт российской нефти и нефтепродуктов осуществляется через

морские терминалы Новороссийск (пропускная способность 43 млн т., планируется

увеличение до 50 млн т.), Туапсе (6 млн т.), Одессу , Украина (12 млн т.), Вентспилс, Латвия

(16 млн т.), Бутинге, Литва (12 млн т.), Санкт-Петербург (10 млн т), Приморск (первая

очередь 50 млн т., далее расширение до 62 млн т). Кроме этого действует магистральный

нефтепровод «Дружба», имеющий два ответвления: южный участок (20 млн. т с

постепенным расширением до 25, 30 и 35 млн т. в период до 2010 г.) и северный участок (43

млн т.).

На побережье Балтийского моря в дополнение к нефтяному терминалу в Приморске

планируется создание еще одного нефтяного терминала пропускной способностью до 30 млн

т в год (проект Роснефти и Сургутнефтегаза), нефтепродуктового терминала пропускной

способностью до 25 млн т в год (проект Транснефтепродукта) и терминала для отправки

нефти и нефтепродуктов пропускной способностью 23 млн т в год (проект Трансфлота).

Кроме того, на побережье Балтийского моря уже функционирует терминал ЛУКОЙЛ'а в

Высоцке пропускной способностью 6–7 млн т в год с последующим расширением до 12–14

млн т. Компанией ТНК-ВР представлен проект терминала в пос. Вистино (Лужская губа)

пропускной способностью до 12 млн т в год, а ООО «Северо-Западный Альянс» – проект

416

терминала в пос. Вистино пропускной способностью до 10 млн т в год. В пос. Вистино

планируют разместить терминалы совместные российско-германские и российско-испанские

компании. Имеются также проекты терминалов компании ОАО Усть-Луга в г. Усть-Луга и

компании Сургутнефтегаз в бухте Батарейная [352].

Для увеличения мощностей по экспорту нефти имеются проекты создания крупнейших

магистральных нефтепроводов: в восточном направлении (Тайшет – Находка) и

Сковородино – Дацин (Китай) и в северо-западном направлении (Мурманский нефтепровод).

Оба дальневосточных проекта ориентированы на поставки нефти восточносибирских

месторождений и частично нефти Западной Сибири на рынок стран АТР. При этом

западносибирскую нефть в больших объемах перебрасывать на восток нерентабельно, а

значит, основу загрузки той или иной трубы в этом направлении составит именно сырье

месторождений Юрубчено-Тахомской зоны, Якутии, Томской и Иркутской областей.

Суммарные извлекаемые запасы здесь составляют 536 млн тонн по категории ABC

и 753

млн тонн по категории С

, а 387 млн тонн или 72% разведанных запасов уже подготовлены

для промышленного освоения.

Основным участником восточносибирских upstream-проектов был «ЮКОС», который в

середине 2001 г. после подписания соответствующего российско-китайского

межправительственного соглашения совместно с «Транснефтью» и Китайской национальной

нефтегазовой компанией подготовил ТЭО проекта Ангарск-Дацин. Этот экспортный

маршрут предполагал строительство нефтепровода длиной 2247 км, стоимость которого

оценивалась в 2,5 млрд долл. Почти треть этой суммы – 700 млн долл. – готовы были

инвестировать в проект китайцы; таким образом, доля российских участников должна была

составить 1,8 млрд долл. На первой стадии реализации проекта расчетная пропускная

способность нефтепровода планировалась в объеме 20 млн т в год, а максимальная мощность

– 30 млн т в год. Трубопровод предполагали вывести на полную мощность после 2010 г.

Полная загрузка гарантировалась в то время не только поставками «ЮКОСа», но и других

российских компаний («Роснефть», «ЛУКОЙЛ» и «Сибнефть»).

Менее чем через год – весной 2002 г. – «Транснефть» представила второй экспортный

проект в направлении Россия-АТР. Это проект трубопровода Ангарск-Находка, ТЭО

которого должно было быть готово к 2004 году. Проект, по сравнению с нефтепроводом

Ангарск-Дацин, гораздо более масштабный: при протяженности трассы трубопровода в 3885

км и планируемой максимальной пропускной способности 50 млн т в год, сумма

необходимых инвестиций оценивалась в более чем 6 млрд долл.

Почему вообще возникла идея разработки второго, более масштабного и

дорогостоящего, проекта? Очевидных причин, на наш взгляд, две – маршрут нефтепровода и

рынок сбыта. Ведь, во-первых, трасса трубы Ангарск-Находка проходит по

восточносибирской и дальневосточной территории России, что позволяло не только

экспортировать нефть, но и обеспечить сырьем НПЗ Хабаровска и Комсомольска-на-Амуре.

При этом реализация проекта оказывала бы положительное влияние на дальнейшее развитие

инфраструктуры Восточной Сибири и Дальнего Востока и роста экономических показателей

региона в целом. Немаловажным обстоятельством было намерение крупных японских

компаний принять участие в инвестировании проекта и разработке месторождений в

Восточной Сибири.

Проект же Ангарск-Дацин можно назвать ориентированным исключительно на

китайский рынок, что является недостатком, поскольку порождает явление монопсонии, т.е.

диктата потребителя. Предполагалось, что нефть будет покупаться на границе, исключая

возможность ее дальнейшего транзита и продажи третьим странам. Кроме того, выручка от

услуг по транспортировке нефти у «Транснефти» предполагалась существенно ниже в случае

реализации проекта Ангарск-Дацин, по сравнению с проектом Ангарск – Находка.

По замыслу конечным пунктом трассы Ангарск-Находка должен был стать морской

перевалочный терминал, принимающий танкеры дедвейтом до 300 тыс. тонн. Морская

перевозка из этого пункта позволяла экспортировать российскую нефть как на рынок стран

417

АТР, в частности Японии, так и в США. Повышение надежности поставок нефти через

диверсификацию импорта нефти для Японии является ключевым моментом на сегодняшний

день, принимая во внимание нестабильность политической ситуации на Ближнем и Среднем

Востоке. Согласно экспертным данным в 2001 г. Япония импортировала 243 млн т нефти,

при этом 86% импорта обеспечили поставки из ближне- и средневосточных стран. В 2020 г.

Япония предполагает импортировать 288 млн т, при этом Япония будет стремиться

расширить или даже изменить круг поставщиков.

Кроме Японии крупными потребителями, не говоря уже о Китае, являются Южная

Корея (оценка импорта в 2020 г. – 162,6 млн т), Тайвань (51,1 млн т) [353].

Для России стратегическая значимость расширения позиций на топливно-

энергетическом рынке стран АТР становится все более очевидной как на основании

внутренних предпосылок (близость значительных запасов нефти и газа Восточной Сибири и

Дальнего Востока к АТР), так и вследствие складывающейся конъюнктуры на традиционном

европейском направлении экспорта российской нефти и газа.

Мнение правительственных структур некоторое время не склонялось к выбору того или

иного проекта. Нефтепровод Ангарск – Дацин требовал меньших инвестиций и был

согласован на высшем российско-китайском уровне. Нефтепровод Ангарск – Находка имел

свои положительные моменты. ТЭО обоих нефтепроводов проходили экспертизу.

Проработка проекта нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан, ставшего

предметом ожесточенного противоречия между Китаем и Японией, велась сепаратно – все

три заинтересованные стороны не собирались вместе.

В конечном итого, как это часто бывает, события развивались так, что что было

принято компромиссное решение о строительстве нефтепровода до Находки с ответвлением

на Китай.

В качестве варианта увеличения транспортных возможностей экспорта нефти группой

руководителей крупнейших нефтяных компаний был предложен проект нефтепровода на

Мурманск. Рассматривались варианты этого трубопровода: 1) Западная Сибирь-Ухта-

Мурманск протяженностью 3600 км, стоимостью 4,5 млрд долл.; 2) Западная Сибирь-Уса-

Мурманск (через Белое море) протяженностью 2500 км, стоимостью 3,4 млрд долл. Это – два

варианта частного трубопровода, который предлагалось построить на средства нефтяных

компаний (ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сибнефть, ТНК, Сургутнефтегаз). Однако это решение не

было поддержано, о чем уже было сказано выше. Учитывалось мнение государственной

структуры Транснефти.

Единственный существующий в России негосударственный нефтепровод (Каспийский

трубопроводный консорциум) протяженностью около 1700 км и стоимостью 2,6 млрд долл.

имеет максимальную расчетную мощность 67 млн тонн. Однако в настоящее время

трубопровод загружен лишь на 20% своей мощности (в 2002 г. через трубопровод было

прокачано около 13 млн тонн). Предполагается, что в 2008 г. через КТК будет прокачано 20

млн т, а к 2013–2015 гг. максимальный объем поставок будет составлять 40 млн т.

Акционерами КТК являются Россия, Оман, Казахстан, а также компании Chevron, Shell,

Mobil, AGIP, BG, ЛУКОЙЛ, Роснефть, Orix. Эксперты считают, что для окупаемости

вложенных средств при установленном тарифе 26,2 долл./т, загрузка нефтепровода должна

быть на проектном уровне [354].

Анализ ситуации вокруг строительства новых частных трубопроводов показывает, что

проекты, предлагаемые нефтепроизводителями, противоречат планам правительства по

расширению мощностей. Предложенный ЛУКОЙЛом, ЮКОСом, Сибнефтью, ТНК и

поддержанный Сургутнефтегазом вариант строительства трубопровода из Западной Сибири

в Мурманск мощностью 80–120 млн тонн в год и протяженностью, в зависимости от

выбранного варианта, от 2500 км до 3600 км вызвал резкую критику со стороны

правительства.

Хотя реализация данного маршрута может существенно расширить экспортные

возможности нефтепроизводителей и увеличить гибкость в поставках нефти, труба в

418

Мурманск «конкурирует» с последними предложениями «Транснефти» по увеличению

мощности БТС до 62 млн тонн. В настоящее время решение об увеличении пропускной

способности системы «Транснефти» принимается при условии заполнения новых мощностей

не менее чем на 80%. В этой связи возможность реализации «мурманского» проекта следует

рассматривать лишь в долгосрочной перспективе.

Для реализации нефти Тимано-Печорской нефтяной провинции компания ЛУКОЙЛ

построила терминал в Варандее, а компания Роснефть планирует создание терминала в

Архангельске.

Государственная нефтетранспортная компания Транснефть, как уже отмечалось,

планирует расширить нефтепровод БТС (Балтийская транспортная система), предполагает

договориться с Украиной о запуске нефтепровода Одесса–Броды в обратном направлении,

что позволит увеличить пропускную способность «Дружбы» на 9 млн т.

Российская компания Транснефть участвует в реализации проекта транспортировки

нефти из России и стран СНГ в обход пролива Босфор через Болгарию в Грецию (Варна –

Александропулис); выступает инициатором интеграции нефтепроводов «Дружба» и

«Адрия»; рассматривает возможность экспорта нефти (до 5 млн т) через порт Омишаль.

Предполагается расширение Каспийской трубопроводной системы до 67 млн т в год. В

этом участвуют российские компании ЛУКОЙЛ, Роснефть.

Для улучшения прокачек нефти по территории России Сургутнефтегаз просит

расширить участок трубопровода, идущего к Киришскому НПЗ. ЛУКОЙЛ согласен внести

средства для расширения трубопровода, снабжающего завод в г. Кстово.

6.6. Российская газовая промышленность, роль Газпрома,

возможности независимых газовых компаний

6.6.1. Вехи развития газовой промышленности России

Вехи развития газовой отрасли России представлены несколькими датами, но и они

дают возможность оценить масштабность этой отрасли.

1946 – пущен первый магистральный газопровод Саратов–Москва; 1953 – забил первый

газовый фонтан в Западной Сибири (Березовский район);

1966 – открыто крупнейшее в России Уренгойское газовое месторождение (2-ое в мире по

объему запасов);

1967 – построен первый магистральный газопровод из Западной Сибири;

1968 – подписан первый долгосрочный контракт на поставку природного газа в Европу (в

Австрию);

1973 – открыто крупнейшее в Европе Астраханское газоконденсатное месторождение;

1977 – открыто первое шельфовое газовое месторождение; 1983 – открыто газовое

месторождение в Баренцевом море; 1988 – открыто Штокмановское газовое

месторождение в Баренцевом море;

1991 – открыты Русановское и Ленинградское газовые месторождения в Карском море;

1993 – образован концерн Газпром;

2000 – открыты Северо-Каменское и Каменномысское газовые месторождения в Карском

море.

6.6.2. Запасы газа в России

Россия обладает самыми большими запасами газа в мире. При этом речь идет не только

о разведанных и доказанных запасах, но и возможных, и, особенно, гипотетических запасах.

По своему положению разведанные и доказанные запасы подразделяются на те, которые

находятся в разработке, испытываются для будущей эксплуатации, готовятся к развитию,

находятся в стадиях оценки и вошли в стадию истощения.

Некоторые характеристики российской сырьевой базы газовой промышленности

приведены в табл. 6.21.

419

Таблица 6.21

Суммарные газовые запасы России (на конец 2002 г.).

Показатели

Объемы

трлн м

Запасы

1. Разведанные и доказанные 46,9 19,9

2. Возможные 16,1 6,8

3. Гипотетические 161,0 68,2

4. Накопленная продукция 12,1 5,1

Итого 236,1 100,0

Статус запасов

1. Находящиеся в разработке 17,7 37,7

2. Изучаемые для начала эксплуатации 4,0 8,5

3. Подготовляемые для развития 17,2 36,7

4. Находящиеся в стадии оценки 7,6 16,2

5. Находящиеся в стадии истощения 0,4 0,9

Итого 46,9 100,0

Региональная структура запасов

Западная Сибирь 36,1 77,0

в т.ч. Надыр-Пур-Тазовский район 23,4 49,9

п-в Ямал 10,4 22,2

п-в Гыдань 1,1 2,3

др. районы Западной Сибири 1,2 2,6

Европейская часть России 4,1 8,7

Восточная Сибирь и Дальний Восток 3,2 6,8

Морской шельф 3,5 7,5

Итого 46,9 100,0

Распределение запасов по глубине залегания

< 1500 км 19,5 41,6

1500–3000 км 20,5 43,7

3000–5000 км 6,9 14,7

Итого 46,9 100,0

Поданным на 1.1.2005 г. суммарные разведанные запасы газа (А+В+С

) в России

составляют 47,8 трлн м

, в т.ч. запасы региона Западной Сибири составляют 72%

общероссийских запасов [355].

Из них Газпром контролирует 28,0 трлн м

запасов, независимые газовые компании –

11 трлн м

, вертикально интегрированные нефтяные компании – 6,6 трлн м

, независимые

недропользователи – 2,2 трлн м

. Основная часть разведанных запасов газа находится на

суше. Перспективные и прогнозные ресурсы газа (А+В+С

+С

+Д)составляют 157,4 трлн м

, в

т.ч. на суше 57,7%, на шельфе – 42,3%. Суммарные потенциальные запасы т.н.

«традиционного» газа (не считая газовых гидратов, угольного метана и газа

сверхкритических параметров) оценены в 236 трлн м

[355].

Россия, как это было показано раньше, обладает крупнейшими газовыми

месторождениями. Список месторождений-гигантов, их состояние и перспективы развития

показаны в табл. 6.22.

Таблица 6.22

Крупнейшие газовые месторождения России.

Название

месторождений

Регион Состояние месторождения

Запасы,

трлн м

Супергиганты:

Уренгойское Западная Сибирь Выработано на 66,2% 2,5

Ямбургское Западная Сибирь Выработано на 30,6% 2,0

Оренбургское Волго-Уральский район Выработано на 52,1% 1,8

Заполярное Западная Сибирь Пущено в эксплуатацию в 2001 г. 3,3

Астраханское дельта Волги 1,2

Бованенковское п-в Ямал Готовится к эксплуатации (пуск 2007–2008 гг.) 4,5

420

Название

месторождений

Регион Состояние месторождения

Запасы,

трлн м

Штокмановское Баренцево море Пуск 2010–2012 гг. 3,2

Ковыктинское Восточная Сибирь Пуск 2008 г. 1,9

Новопортовское п-в Ямал Пуск 2010 г. 2,0

Харасавэйское п-в Ямал Пуск 2012 г. 1,2

Гиганты:

Вуктыльское Тимано-Печорская провинция Выработано на 81,2%

Медвежье Западная Сибирь Выработано на 77,1%

Вынгапурское Западная Сибирь Выработано на 72,3%

Надымское Западная Сибирь Выработано

Ямсовейское Западная Сибирь Выработано

Комсомольское Западная Сибирь Выработано

Русановское Западная Сибирь Пуск после 2020 г.

Харампурское Западная Сибирь

Крузенштернское п-в Ямал

Среднее Западная Сибирь

Распределение запасов по месторождениям: уникальные месторождения (22

месторождения) содержат 73% всех разведанных запасов; крупные и средние месторождения

(104 месторождения) – 24%, мелкие месторождения (663 месторождения) – 3%.

Часть запасов содержат природный газ, в основном состоящий из метана («сухой» газ)

– это запасы т.н. сеноманского горизонта (глубина до 1500 м). Другие часть запасов – это

газоконденсатные залежи, где наряду с метаном содержатся кроме метана также этан,

пропан, бутаны, углеводороды С

(«жирный» газ). Это – запасы т.н. валанжинских (глубина

2000–4000 м) и ачимовских (глубина > 4000 км) горизонтов.

Распределение российских запасов газа по видам газового топлива: «сухой» газ –

46,6%, «жирный» газ – 53,4 %. Добыча газа в 2002 г. распределилась следующим образом:

«сухого» газа было добыто 78,3%, «жирного» газа – 21,7%. При этом газодобывающими

организациями Газпрома «сухого» газа было добыто 85,4%, «жирного» – 14,6%;

независимыми производителями газа, включая независимые газовые компании и

вертикально интегрированные нефтяные компании, было добыто «сухого» газа 25,2%,

«жирного» – 74,8%. Отметим также, что удельные капитальные затраты на стадиях добычи и

подачи в магистраль «сухого» газа составляют в среднем 150 долл./ 1000 м

, а на добычу,

сепарацию и поставку в магистраль «жирного» газа – 250 долл./ 1000 м

. В 2005 г.

соотношение в объемах добычи «сухого» и «жирного» газа Газпромом и независимыми

газопроизводителями еще в большей степени сместилось: почти 90% добытого Газпромом

газа – это «сухой» газ, а у независимых производителей газа доля «сухого» газа меньше 80%.

6.6.3. Добыча газа

В газовой отрасли в период 90-х годов сократился объем геологоразведочных работ, и

за последние 5 лет прирост запасов газа компенсировал добычу на 30–45%, в 1998 г. – только

на 22%. В 2002 г. прирост запасов компенсировал 98% добычи, 2003 г. – 81%, 2004 г. – 72%.

Основная добыча приходится на месторождения с падающей добычей (Уренгойское,

Медвежье, Вынгапуровское). Из числа крупнейших и крупных месторождений наибольшей

выработанностью характеризуется Вуктыльское (81% в 1999 г.), Оренбургское (52%),

Уренгойское (60%), Медвежье (77%). Пик добычи на этих месторождениях (порядка 500

млрд м

) был достигнут в 1992 г. На вновь введенном Заполярном месторождении уже

достигнута проектная мощность. Сокращаются запасы газа сеноманских горизонтов,

разрабатываемых с наименьшими затратами; более половины оставшихся запасов в ныне

действующих районах газодобычи относятся к валанжинским и ачимовским залежам,

затраты на добычу из которых заметно выше, чем из сеноманских [356]. Однако и в этих

условиях газовая промышленность является наиболее устойчиво работающей отраслью в

российской экономике – максимальное снижение ее добычи составило в 90-е годы около