Добыча топливно-энергетических ресурсов в России в 1999-2002 гг.
| Вид углеводородного сырья | Объемы добычи УВ по годам | |||
| 1999 | 2000 | 2001 | 2002 (11 месяцев) | |
| Нефть, всего (млн т) | 305 | 324 | 348 | 345 |
| В т.ч.: нефть | 295 | 313 | 337 | 334 |
| газовый конденсат | 10,0 | 10,4 | 11,1 | 11,4 |
| Естественный газ, | ||||
| всего (мярд м3) | 592 | 584 | 531 | 538 |
| В т.ч.: Природный | 564 | 555 | 551 | 508 |
| нефтяной | 27,9 | 28,7 | 30,2 | 30 |
| Уголь, всего (млн т) | 250 | 258 | 269 | 228 |
Источник: Госкомстат России
Таблица 3
Производство электроэнергии в России в 1999-2002 гг.
| Источник электроэнергетики | Производство электроэнергии по годам, млрд кВт/час | |||
| 1999 | 2000 | 2001 | 2002 (11 месяцев) | |
| Все электростанции | 846 | 878 | 888 | 794 |
| В т.ч.: тепловые | 563 | 582 | 576 | 516 |
| гидроэлектростанции | 161 | 165 | 175 | 152 |
| атомные | 122 | 131 | 137 | 126 |
Источник: Госкомстат России
Характеристика добычи
Важным аспектом, определяющим инвестиционную привлекательность российского нефтегазового сектора, является открывающаяся возможность выгодного освоения потенциальных нефтегазовых ресурсов России к началу прогнозируемого ухудшения положения с мировыми запасами традиционных источников нефти и перехода на более дорогие нетрадиционные источники к которым, по методологии Международного энергетического агентства (МЭА), относятся нефтеносные сланцы, битуминозные пески, синтетические виды нефти и нефтепродуктов, жидкое топливо на базе угля, топливо на базе биомассы и жидкое топливо, полученное на базе природного газа].
|
|
|
Как ожидают прогнозисты-аналитики, мировая добыча нефти из традиционных источников достигнет своего пика в период между 2010 г. и 2020 г. и затем начнет снижаться. Как известно, освоение ресурсов из нетрадиционных источников потребует значительных затрат. На мировом рынке может создаться угроза нехватки нефти из традиционных источников, что неизбежно приведет к усиленному освоению нетрадиционных источников и к росту цен в период 2010 - 2020 гг.
Издержки получения нефти из наиболее существенных нетрадиционных источников (табл. 4) намного превышают фактические издержки добычи ведущих нефтедобывающих стран, варьирующиеся в пределах от 2 до 12 долл. за барр.
Таблица 4
Оценки издержек добычи нефти на наиболее крупных проектах месторождений из нетрадиционных источников и получения жидкого топлива из природного газа*
| Источники | Операционные издержки, долл. за барр. | Капитальные затраты, долл. за барр. | Всего издержки добычи, долл. за барр. | Извлекаемые резервы, млрд. барр. |
| Битуминозные пески (Канада, провинция Альберта) | 9 - 10 | 3 - 5 | 12 - 15 | 300 |
| Тяжелая нефть (Венесуэла,р. Ориноко) | 8 - 10 | 5 - 7 | 15 - 17 | 300 |
| Жидкое топливо из природного газа | – | – | Более 18 | 150 |
* International Energy Agency, World Energy Outlook. Paris. 1998. P. 113.
|
|
|
По оценке МЭА, поступление нефти из нетрадиционных источников вырастет с 70 млн. т в 1997 г. до 125 млн. т в 2005 г. и будет увеличиваться быстрыми темпами в последующий период.
Важным компонентом отраслевой инвестиционной привлекательности следует считать издержки добычи на эксплуатируемых в России месторождениях в сравнении с издержками в других странах.
Президент НК «ЛУКойл» В. Алекперов на заседании «Круглого стола» 11-12 декабря 2001 г. сообщил, что издержки добычи нефти в России находятся на уровне 4 - 8 долл. за барр. против 2 долл. в странах Персидского залива, 6 долл. в Африке, 8 долл. в Южной Америке и США, 10 долл. в Северном море. В 6 долл. за барр. оценивает производственные затраты по добыче нефти в России президент НК «ЮКОС» С. Кукес, а В.П. Орлов считает, что расходы на разведку, освоение и добычу российской нефти составляют 5,5 - 8 долл. за барр. Менее чем в 10 долл. за барр. оценивают издержки добычи в России иностранные эксперты (табл. 5).
Таблица 5
Издержки добычи нефти (долл. за барр.)
| Регион | менее 2 | менее 5 | менее 10 | более 10 |
| Страны ОПЕК | Ирак Иран Кувейт Саудовская Аравия | Абу-Даби (отдельные месторождения) Венесуэла Ливия | Абу-Даби (отдельные месторождения) Индонезия Нигерия | Абу-Даби (отдельные месторождения) |
| Страны, не входящие в ОПЕК | Малайзия Мексика Оман | штат Аляска (месторождение Hopc-Слоуп) Россия | Габон Египет Северное море США |
* IEA Oil, Gas and Coal. Supply Outlook. Paris. 1995. P. 63.
|
|
|
Таким образом, даже в современных условиях издержки добычи нефти в России находятся на уровне издержек в таких странах - членах ОПЕК, как Нигерия, Индонезия, отдельные месторождения Абу-Даби, а также штат Аляска. Издержки в России ниже, чем на месторождениях в Египте, США и Северном море. Можно предположить, что средний уровень издержек добычи на месторождениях в России в период 2000 - 2020 гг. и в более отдаленной перспективе, когда развернется реализация проектов, начатых в первые годы XXI века, окажется, сравнительно с другими странами и регионами, еще более благоприятным для инвесторов. Это объясняется тем, что в нефтегазовой промышленности, так же как и в других отраслях, связанных с использованием земли как объекта хозяйствования, себестоимость добываемых ресурсов тяготеет к общественным затратам, складывающимся на худших по местоположению и менее богатых месторождениях полезных ископаемых. В нашем случае в новых условиях начала века такими месторождениями будут нетрадиционные месторождения с исключительно высокими по сегодняшним меркам издержками добычи. «Цена производства на наихудшей земле всегда является регулирующей рыночной ценой», - отмечал К. Маркс.
|
|
|
Привлекательность инвестирования в российскую нефтедобычу вряд ли понизится в связи с предстоящим освоением ряда новых нефтяных месторождений в районе Каспийского моря такими странами, как Азербайджан, Казахстан и Туркменистан.
Во-первых, это освоение потребует уже сейчас крупных капиталовложений. По подсчетам А. Конопляника и А. Лобжанидзе, авторов изданной в 1998 г. книги «Каспийская нефть на евразийском перекрестке», для освоения нефтяных месторождений нового региона может потребоваться около 90 млрд. долл. в год, или 900 млрд. долл. за весь период инвестиционного цикла, который оценивается примерно в 10 лет. Авторы исследования обоснованно утверждают, что суммарные доказанные запасы нефти каспийского региона не превышают 3% мировых, а финансовые затраты на их разработку составят как минимум 8 - 10% прогнозируемых мировых капиталовложений в разведку и добычу нефти. Оптимизация рисков финансирования потребует примерно паритетного уровня этих двух показателей, и потому маловероятно, что все намечаемые проекты освоения углеводородного потенциала региона смогут быть профинансированы в полном объеме.
Следует уточнить, что положение может измениться, если будут задействованы политические мотивы для необходимости финансирования региона, который может явиться альтернативным источником нефти для стран ОЭСР, особенно в случае каких-либо политических сбоев в отношениях со странами ОПЕК. В любом случае каспийская проблема усилит накал конкурентной борьбы за инвестиции на мировом рынке капиталов.
Во-вторых, Россия сама располагает значительными потенциальными месторождениями в северных районах Каспия, что открывает возможности для иностранного и отечественного капитала принять участие в их освоении. Первые открытия нефти НК «ЛУКойл» в Северном Каспии сулят благоприятные перспективы. В 2000 г. «ЛУКойл», «ЮКОС» и «Газпром» создали совместное предприятие по разработке российской части шельфа Каспия.
Конкурентоспособность НГК РФ
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 198; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!