Цены на нефть: Западу придется делиться

Картинка 33 из 43596

Кеннет Рогофф

Взлетевшие цены на сырье кричат о простой истине, которую многие, особенно западные политики, не хотят, чтобы мы слышали: природные ресурсы ограничены и, поскольку миллиарды людей в Азии и других регионах избавляются от бедности, западным потребителям придется ими делиться. Еще одна истина заключается в том, что ценовой механизм является намного лучшим способом распределения природных ресурсов, чем ведение войн — метод, к которому западные державы прибегали в прошлом столетии.

Плохо продуманная программа субсидирования биотоплива в США — демонстрация того, каким образом не нужно реагировать на рост цен. Вместо того чтобы признать, что высокие цены на топливо — это лучший способ подтолкнуть общество к экономии энергии и внедрению инновационных энергетических технологий, администрация Буша выделила огромные субсидии американским фермерам на выращивание зерна для производства биотоплива. Никого не интересовало хотя бы то обстоятельство, что это чрезвычайно неэффективно с точки зрения использования земли и воды. Кроме того, даже по самым оптимистичным сценариям, США и весь остальной мир будут полагаться главным образом на обычное ископаемое топливо до тех пор, пока не закончится эра углеводорода (до окончания которой доживут немногие из нас). И последним, но не менее значимым является то, что отвод обширных площадей пахотной земли под топливное производство внес свой вклад в удвоение цен на пшеницу и другие зерновые культуры. Учитывая продовольственные бунты во многих странах, не подходящее ли сейчас время, чтобы признать, что вся идея была гигантской, хотя и благонамеренной, ошибкой?

Еще одним неправильным ответом на ценовой шок стало решение двух кандидатов в президенты США поддержать идею временной отмены налога на бензин. Несмотря на похвальное стремление помочь водителям с низкими доходами справиться с взлетевшими ценами на топливо, данное предложение все-таки не является самым лучшим способом это осуществить. Налог на бензин должен быть поднят, а не снижен. Печально, что, сохраняя цены на нефть на высоком уровне, ОПЕК делает гораздо больше для сохранения окружающей среды, чем западные политики, которые стремятся продлить эру неприемлемого для экологии западного консюмеризма.

Конечно же, высокими являются не только цены на нефть, но и на множество других сырьевых и биржевых товаров — от металлов до продовольствия и древесины. За последние два года цены на многие сырьевые товары удвоились. Цены на нефть выросли почти на 400% за прошедшие пять лет. Наиболее вероятная причина тому — глобальный экономический бум, который был мощнее, дольше по продолжительности и шире по охвату отраслей, чем все предыдущие в современной истории.

Азия была впереди, но последние пять лет стали лучшими для Латинской Америки и Африки за многие десятилетия. Широкий дефицит сырья часто начинает появляться к концу периодов длительных глобальных экспансий, и в этом отношении сегодняшний бум ничем от других не отличается.

Некоторые политики также жалуются на спекулянтов, которые все больше торгуют сырьевыми товарами на сложных и растущих рынках, которые позволяют им делать ставки на предположения о том, что, скажем, перспективный спрос на развивающихся рынках в отдаленной перспективе превысит предложение. Но разве это плохо? Если «спекулянты» сегодня взвинчивают цены, потому что они понимают, что будущим поколениям тоже будут нужны зерно и топливо, разве это не здоровое развитие? Высокие цены на биржевые товары сегодня означают, во-первых, больше предложения для будущих поколений, а во-вторых, они создают стимул для развития новых способов сокращения потребления. И вновь высокие цены идут на пользу развитию теми способами, которые западные политики, похоже, боятся рассматривать.

По общему признанию, глобальный бум цен на сырьевые товары оказал глубокое, хотя и чрезвычайно сложное и четко не просчитанное пока влияние на уровень бедности. В то время как растущие цены на товары помогают бедным фермерам и бедным странам, обеспеченным природными ресурсами, они являются катастрофой для городской бедноты, часть которой тратит 50% своих доходов или более на продукты питания.

Одним из элементов решения является компенсация дорожающего прожиточного минимума самому бедному населению. В более длительной перспективе выделение большего количества средств на удобрения и другая помощь, направленная на повышение самодостаточности, также являются существенными. Всемирный банк, ООН и даже администрация Буша пытались оказать помощь, хотя и в малой степени относительно масштаба проблемы. Безусловно, необходимо отметить, что если бы экономические реформы в богатой ресурсами Африке проходили теми же темпами, что и в Азии, то, возможно, эра сверхвысоких товарных цен была бы отложена на столетие.

Итак, вместо того чтобы жаловаться на высокие цены на зерно, нефть и газ, правительства должны взять под защиту лишь самых бедных граждан, а растущие цены рассматривать как тревожный звонок для всех остальных. Конец западному консюмеризму наступит, наверное, не прямо завтра, но нужно начать к этому морально готовиться. Высокие цены на товары — ясное предупреждение о том, что необходимы масштабные изменения, связанные с тем, что страны Азии и другие развивающиеся государства неминуемо будут потреблять большую долю глобального пирога.

Конечно, когда сегодняшний глобальный экономический бум завершится, а это неизбежно, товарные цены вполне могут упасть на 25%, а возможно, и на 50% или даже больше. Западные политики наконец расслабятся, и ястребы западного мира вздохнут с облегчением, понимая, что финансовые потоки, текущие в недемократические страны развивающегося мира, истощатся.

Но сегодняшняя эра высоких товарных цен — это не просто страшный сон, о котором нужно забыть, как только он закончится. Высокие цены посылают нам ясный сигнал, что в глобализирующемся мире существует высокий дефицит ресурсов. И те, кто игнорирует этот сигнал, особенно те, кто пытается блокировать действие рыночных сил, совершают тяжелую ошибку.

Автор — профессор экономики Гарвардского университета, бывший главный экономист Международного валютного фонда. Печатается с разрешения Project Syndicate

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article.shtml?2008/05/14/148290

«Газпром» нашел выход на рынок Канады…

«Дочка» российской газовой монополии «Газпром», компания Gazprom Marketing & Trading USA, подписала 15 мая соглашение о поставках газа на канадский регазификационный терминал Rabaska. Об этом сообщает агентство ПРАЙМ-ТАСС со ссылкой на заявление заместителя председателя правления «Газпрома» Александра Медведева.
      По словам Медведева, поставки сжиженного газа со Штокмановского месторождения на рынки в Северной Америке исключительно важны для «Газпрома», а развитие новых рынков является основой глобальной энергетической стратегии компании.
     
      Среди партнеров газового терминала Rabaska — канадская Gaz Metro, энергетическая фирма Enbridge, а также Gaz de France.
     
      Штокмановское месторождение расположено в Баренцевом море. Запасы месторождения оцениваются в 3,8 триллиона кубометров газа и 37 миллионов тонн газового конденсата. (Lenta.ru)

http://www.inline.ru/economi.asp?NewsID=137181

Каспийский насос. Трубопровод БТД претендует на роль основного экспортного маршрута для Каспия

Трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан развивается успешнее других транспортных магистралей для экспорта нефти из Каспийского региона. В долгосрочной перспективе этот трубопровод, являющийся стратегическим для Азербайджана, может стать главной нефтяной артерией всего Каспийского региона.

Самый-самый

Трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) работает как гигантский насос между промыслами в Каспийском море и танкерными терминалами в Средиземном. В первом квартале этого года БТД экспортировал более 8.31 млн т нефти, что на 43.5% больше объема транспортировки с января по март прошлого года.

Пропускная способность БТД составляет 50 млн т в год, протяженность — 1768 км. Его строительство началось в апреле 2003 г., а в июне 2006 г. был загружен первый танкер (см. Приложение 1 и Таблицу 1). Построил трубопровод и владеет им, а также осуществляет общее управление проектом международный консорциум BTC Co. в составе компаний, занятых добычей углеводородов в Азербайджане и Казахстане (см. Таблицу 2). Для акционеров действует тариф $19 за тонну, что вдвое меньше, чем, к примеру, тариф по казахстанско-российской трубе КТК.

Таблица 1. Основные вехи и показатели проекта БТД

Проект одобрен июнь 2002
Начало строительства апрель 2003
Первая нефть в БТД в Азербайджане 6 мая 2005
Первая нефть в БТД в Грузии 10 августа 2005
Первая нефть в БТД в Турции 17 ноября 2005
Загрузка первого танкера 4 июня 2006
Общие капитальные затраты $3,9 млрд
Общая вместимость трубопровода 10,5 млн барр

Источник: ВТС Со.

Показатели развития БТД выглядят особенно впечатляющими в сравнении с тем, что другой нефтепровод из Азербайджана — Баку-Супса — не работал в этот период вовсе. Трубопровод из Баку в Новороссийск прокачал в 3.5 раза меньше, чем год назад, а объем железнодорожного нефтеэкспорта Азербайджана это время снизился в 4.4 раза.

Таблица 2. Акционеры ВТС Со., (%)

BP (Соединенное Королевство) 30,10
ГНКАР (Азербайджан) 25,00
Unocal (США) 8,90
Statoil (Норвегия) 8,71
TPAO (Турция) 6,53
ENI (Италия) 5,00
Total (Франция) 5,00
Itochu (Япония) 3,40
ConocoPhillips (США) 2,50
INPEX (Япония) 2,50
Amerada Hess (США) 2,36

Источник: ВТС Со.

В Казахстане, крупнейшем каспийском экспортере нефти, темпы развития трубопроводного транспорта отстают от БТД. Например, главная магистраль — Северо-Каспийский трубопровод (известный как КТК) — прокачала в январе-марте 2008 года 7.2 млн тонн, что на 12% меньше, чем годом ранее. Другие трубопроводы увеличили транспортировку по сравнению с прошлогодним уровнем, но, в частности, нефтепровод Атасу-Алашанькоу экспортирует в Китай за год столько же, сколько КТК за квартал.

Складывающаяся картина показывает, что трубопровод БТД оказался в наиболее благоприятном положении и развивается динамичнее всех остальных каспийских маршрутов нефтетранспорта. Причина такого успеха в наличии достаточных запасов азербайджанской нефти для загрузки БТД и в стратегическом интересе к его использованию со стороны экспортеров из соседних стран.

Прогноз правительства

Наращивание объема прокачки по БТД идет очень высокими темпами. С нынешнего среднесуточного уровня 875 тыс. баррелей он выйдет на полную проектную мощность — 1 млн барр/сут, или 50 млн т/г — уже к концу нынешнего года.

Более того, в 2008 году должны быть завершены все работы по расширению пропускной способности БТД до 1,2 млн барр/сут. В долгосрочной перспективе — в 2012-15 годах — расширение трубопровода может продолжиться. Турецкий акционер ВТС Со., компания ТРАО, продвигает идею наращивания мощности БТД до уровня 1.6 млн барр/сут, то есть до 90 млн т/г.

Пока добыча нефти в Азербайджане устойчиво растет. Ее уровень в 2007 г. вырос по сравнению с 2006 г. на 29.4% — до 41.65 млн тонн. В нынешнем году производство увеличится еще на несколько миллионов тонн, и этот рост продолжится до 2025 г полагают национальные власти. Консервативная оценка, которой пока придерживается и RusEnergy, предполагает пик производства в 55 млн т/г.

Но правительство Азербайджана делает более оптимистичные прогнозы, согласно которым максимальный уровень добычи составит 65 млн т/г. Возможно, истина окажется посередине, поскольку иностранные компании возвращаются к проектам, которые отвергли как непривлекательные в период низких цен на нефть. Тем не менее, в основном, азербайджанский рост производства базируется на нефтедобывающем бизнесе компаний-акционеров BTC Co.

Нефть для Джейхана

Главным производителем и экспортером азербайджанской нефти выступает Азербайджанская международная операционная компания (АМОК). Почти все ее акционеры — участники ВТС Со., для которых доставка сырья в Джейхан — это наиболее удобный путь на мировой рынок. В ближайшем будущем они доведут свой объем отгрузки в БТД до 37 млн т/г.

АМОК разрабатывает гигантский по запасам блок морских нефтегазовых месторождений Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ). По последним оценкам, запасы АЧГ составляют 940 млн т и могут быть увеличены за счет присоединения к проекту глубокозалегающих горизонтов, о чем ведутся переговоры с Азербайджаном.

Такие участники ВТС Со., как ВР, Statoil, ГНКАР, являются лидерами другого гигантского проекта — разработки газоконденсатного месторождения Шах-Дениз, где планируется рост производства до 2020 года и добыча конденсата на уровне более 4 млн т/г. Это сырье также будет направлено в БТД, поэтому проекты АЧГ и «Шах-Дениз» со временем обеспечат добычу примерно 50 млн т/г жидких углеводородов.

Но участники этих проектов — не единственные пользователи БТД: к ним жаждут присоединиться нефтяные компании из Казахстана. В первую очередь, это акционеры ВТС Со. — ENI, Total, Itochu, ConocoPhillips, INPEX — участники проекта разработки месторождения Кашаган, а также казахстанская госкомпания «КазМунайГаз».

Нефтяная ротация

В конце марта 2008 г. нижняя палата парламента Казахстана ратифицировала Договор о поддержке и содействии транспортировке нефти из Казахстана через Каспий и территорию Азербайджана на международные рынки посредством системы БТД. Объем казахстанских поставок может составить 56 млн т/г. Главным источником должно стать месторождение Кашаган, другие морские и прикаспийские залежи, а также сухопутный гигант Тенгиз.

Ляззат Киинов, вице-министр энергетики и минеральных ресурсов Казахстана, представляя договор депутатам, пояснил: «Нам без БТД не обойтись, а если объем пойдет больше на море, то тогда встанет вопрос о строительстве трубы». Этот план использования трубопровода в Джейхан предусматривает совместное с Азербайджаном строительство Казахстанской Каспийской Системы Транспортировки (ККСТ) стоимостью $5 млрд

На начальном этапе казахстанская нефть будет перевозиться небольшими танкерами дедвейтом до 12 тыс. тонн, а по мере увеличения объема транзита в транспортировку включатся более мощные суда. Когда же объем транспортировки превысит 35 млн т/г, может быть построен Транскаспийский нефтепровод Курык-Баку. В апреле текущего года ГНКАР и «КазМунайГаз» начали переговоры о практической реализации проекта.

По мере того как будет снижаться объем добычи азербайджанской нефти, ее место в БТД начнет восполнять и дополнять казахстанское сырье. А в ближайшие несколько лет сумма объемов этих нефтей может превысить проектную пропускную способность трубопровода в Джейхан. Для преодоления этой проблемы ВТС Со. и провозглашает планы расширения до 60 млн т/г, а затем до 90 млн.

Поэтому уместным будет такое сравнение: если азербайджанская нефть обеспечивает БТД быстрый рост, то казахстанская — гарантирует ему долгую жизнь.

Конкурирующие пути

Тем не менее, уже в ближайшие годы БТД может столкнуться с конкуренцией за казахстанскую нефть. Дело не столько в запуске трубопровода Баку-Супса в мае-июне текущего года, поскольку им пользуется компания ExxonMobil (США), участник АМОК, не вошедший в ВТС Со.

Конкуренцию способно создать расширение трубопровода КТК с 32 до 67 млн т/г, куда отправится значительная часть сырья начального этапа развития ККСТ. В апреле акционеры КТК приняли компромиссное решение об актуализации ТЭО расширения, что говорит о возможности самого строительства, начиная с 2009 г.

В 2011-13 годах вступит в строй 2-я очередь нефтепровода Казахстан-Китай, который будет продлен до восточного побережья Каспия с увеличением пропускной способности до 20 млн т/г. А после 2015 года казахстанские нефтяники хотят вернуться к проекту строительства трубопровода Казахстан-Туркменистан-Иран (КТИ) на 25-50 млн т/г.

Нынешний же оператор разработки Кашагана итальянская компания Agip KCO помимо транскаспийского транзита готовит проекты строительства связанных между собой нефтепроводов от месторождения к Черному морю через Россию, и Самсун-Джейхан на 60-70 млн т/г.

В будущем скидки?

Развитию иранского направления мешают нынешние американские санкции, реализации планов Agip KCO — неустойчивое положение в проекте, так как срок операторства компании в Кашагане может закончиться после 2015 г. Российский транзит осложняется политическими трениями с западными и прозападными странами, главными покупателями каспийской нефти.

Но, напомним, и проект строительства БТД в конце 1990-х годов казался политизированной фикцией, лоббируемой Вашингтоном. Однако благодаря высоким ценам на нефть идея трубопровода материализовалась, а теперь он вступил в фазу бурного роста. Политические режимы меняются быстрее, чем спрос на нефть, поэтому мировая конъюнктура с течением времени может актуализировать конкурирующие проекты, выглядящие пока рискованными.

Вполне возможно, что для сохранения статуса основного экспортного трубопровода из Каспия через пять-десять лет БТД придется предоставлять скидки и преференции клиентам. Сейчас ВТС Со. указывает, что тариф в $19/т действует только для акционеров, а для сторонних пользователей будет существенно выше.

Для казахстанских поставщиков, вынужденных существенно тратиться на доставку нефти в Баку, это тяжелое условие. Поэтому у «КазМунайГаз» уже есть план строительства совершенно нового нефтепровода через Азербайджан, минуя и Россию и БТД. Так что менеджмент ВТС Со. после нынешней эйфории еще ждет непростая работа с клиентами.

Приложение 1

БТД: основные данные

Трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) пересекает три страны. Протяженность трассы по территории Азербайджана — 443 км, Грузии — 249 км и Турции — 1076 км. Диаметр нефтепровода: на территории Азербайджана — 42 дюйма, Грузии — 46 дюймов, в Турции — 42-34 дюйма.

На всей трассе БТД задействованы 7 насосных станций. Одна из них установлена в Азербайджане, 2 — в Грузии и 4 — в Турции. Насосная станция, снижающая давление в нефтепроводе и расположенная в Турции, служит для уменьшения скорости нефтяного потока на участке резкого спуска от высокогорья Анатолийского плато к побережью Средиземного моря.

Толщина стенки труб, в зависимости от чувствительности участков к охране окружающей среды, меняется от 8,74 мм до 23,8 мм. В сейсмоактивных зонах предусмотрены более толстостенные трубы. Трубопровод обеспечен коррозийной защитой в виде обетонированных труб, катодной защиты, а также трехслойного покрытия высокопрочной полиэтиленовой пленкой.

Скорость нефтяного потока в трубах при полной пропускной способности нефтепровода составляет 2 м в секунду, что обеспечивает прокачку нефти от Сангачальского до Джейханского терминала в течение 10 суток. Джейханский терминал способен одновременно загружать два танкера водоизмещением по 300 тыс. тонн каждый. Скорость загрузки танкеров — 60 тыс. баррелей нефти в час.

Приложение 2

На паритетной основе

Казахстанская Каспийская система транспортировки (ККСТ) призвана обеспечить на начальном этапе — еще без строительства специальных объектов — отгрузку от 2,5 млн тонн в год. Затем она должна увеличить объем транзита до 7,5 млн тонн в год. Для транспортировки больших объемов — от 23 млн, а затем 35 млн и 56 млн тонн в год — необходимо построить дополнительные мощности.

24 апреля сенат Казахстана ратифицировал договор с Азербайджаном о транспортировке нефти посредством системы Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД). Предполагается, что в мае его подпишет президент Казахстана, после чего договор вступит в силу. В этом же месяце национальные компании ГНКАР и «КазМунайГаз» подпишут соглашение об образовании СП, которое займется строительством всех объектов ККСТ.

Завершение создания системы планируется к концу 2012 года. Для обеспечения транзита предстоит построить нефтепровод Ескене-Курык протяженностью 739 км. На первом этапе его пропускная способность составит приблизительно 20 млн тонн в год, стоимость около $1,4 млрд. Строительство терминалов в Казахстане потребует около $500-600 млн. Количество танкеров, задействованных в перевозках, будет зависеть от мощности системы транспортировки. Судно дедвейтом 60 тыс. тонн сможет перевозить до 5 млн тонн в год. Стоимость каждого такого танкера оценивается в $70-80 млн.

Кроме того, по словам министра экономического развития Азербайджана Гейдара Бабаева, возможно строительство нового трубопровода, параллельного трассе БТД, для восточнокаспийской нефти.

Таблица 3. Этапы развития Казахстанской Каспийской Системы Транспортировки

Параметры 2008-2010 2010-2012 2012-2015 2015-2025
Среднегодовой      объем, млн т 2.5-5 7.5 23 35-56
Транспорт Танкеры 12 тыс. т Танкеры 12 тыс. т Танкеры 63 тыс. т Трубопровод

Источник: RusEnergy

Игорь Ивахненко ©RusEnergy

(статья подготовлена RusEnergy специально для Oil & Gas Journal; опубликована в номере за май 2008 г.).

http://www.rusenergy.com/?page=articles&id=816

Трудная нефть. К этой категории можно отнести 60% российских запасов

Картинка 17 из 59 

Нефтяники постоянно говорят о росте доли трудноизвлекаемых запасов в общем нефтяном балансе страны, но дать количественную оценку этому утверждению можно лишь с некоторой долей условности. Дело в том, что в настоящее время в России не существует общепринятого и документально закрепленного понятия «трудноизвлекаемые запасы».

Как правило, запасы называют трудноизвлекаемыми, если для их разработки необходимо затратить повышенные финансовые, трудовые и материальные ресурсы, использовать нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и специальные реагенты и материалы.

«Трудноизвлекаемыми принято считать запасы на низкодебитных месторождениях, с очень высокой себестоимостью добычи, — говорит научный руководитель Топливно-энергетического независимого института Мансур Газеев. — Но четких критериев для их определения пока не выработано».

По экономическим критериям эффективности разработки трудноизвлекаемым запасам отведено промежуточное положение между забалансовыми (нерентабельными при существующих экономических условиях, технике и технологии добычи нефти) и извлекаемыми запасами нефти (разработка которых может быть осуществлена рентабельно в современных условиях).

Обычно этим характеристикам отвечают запасы, заключенные в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,05 мкм2); в зонах контакта нефть-вода (водонефтяных зонах) или нефтегазовых залежах в зоне контакта нефть-газ (газонефтяных зонах); содержащие высоковязкую нефть; залегающие на глубинах свыше 4 км; с пластовой температурой 1000°С и выше и т.д.

Кроме того, ученые рекомендуют относить к категории трудноизвлекаемых остаточные запасы нефти на месторождениях, выработанных на 65-75% и обводненных до 75-80%, поскольку для их дальнейшей разработки требуются капитальные вложения и эксплуатационные затраты, соизмеримые с затратами в первый период освоения месторождения.

Структура ухудшается

Таким образом, в категорию трудноизвлекаемых попадают запасы на большой глубине в ачимовских и тюменских пластах Западной Сибири, запасы в глинистых отложениях (Ставрополье) и баженовской свите (Западная Сибирь), сильно выработанные месторождения с битуминозной нефтью (Урало-Поволжье, Татарстан). Всего же доля трудноизвлекаемых запасов в общей структуре сырьевой базы может быть оценена приблизительно в 60%.

Рис. 1. Оценка структуры трудноизвлекаемых запасов нефти в России по состоянию на 2006 год, %

 

Обобщенно структура трудноизвлекаемых запасов по состоянию на 2006 год выглядит так: 71% запасов попали в эту категорию из-за низкой или снизившейся проницаемости коллекторов, 17% — высоковязкие нефти, еще 12% заключены в обширных подгазовых зонах нефтегазовых залежей (рис.1). Коэффициент извлечения нефти (КИН) на этих месторождениях сейчас не превышает 9%, тогда как при существующих технологиях его можно было бы довести до 25-28%, считают ученые.

Но большинство крупных компаний предпочитают вырабатывать т.н. активные запасы, которые не требуют повышенных затрат. Грубо говоря, на 30-40-процентную долю качественных запасов приходится 70-75% добычи, а на 60% «трудных» запасов — только 25-30% добычи.

Структура запасов быстро ухудшается еще и потому, что большинство новых открытых месторождений — средние и мелкие, их рентабельность заведомо ниже, чем крупных. Это значит, что уже к 2020 году российским нефтяникам придется иметь дело в основном с трудноизвлекаемыми запасами.

Рис. 2. Динамика доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России в 1976-2005 гг., %

 

В поисках технологий

В последнее время, осознавая приближение трудных времен, многие компании заинтересовались новыми технологиями повышения нефтеотдачи пластов. «В академических институтах ведутся разработки в области технологий добычи трудноизвлекаемых запасов, и мы видим интерес компаний к перспективным методам», — говорит Анатолий Дмитриевский, директор Института проблем нефти и газа РАН.

В настоящее время освоены и используются в промышленных масштабах четыре основные группы таких методов. Тепловые методы подразумевают паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин, а также комбинированное использование этих технологий. Говоря о газовых методах, имеют в виду воздействие на пласт углеводородным газом, двуокисью углерода, азотом, дымовым газом, а также водогазовое воздействие.

Химические методы предполагают вытеснение нефти растворами поверхностно активных веществ, полимеров, а также растворителями, щелочными растворами, кислотами. Наконец, методы гидродинамического воздействия на пласты — это гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, боковые стволы, барьерное заводнение и т.д.

В России наиболее распространены физико-химические методы воздействия на пласт (29,2% случаев применения методов увеличения нефтеотдачи) и гидроразрыв пласта (29,0%). Набирают популярность бурение горизонтальных скважин (12%), тепловые методы (8,5%), зарезка боковых стволов (6,0%). Эти методы дают заметное увеличение нефтеотдачи при приемлемой стоимости.

Надежды на ученых

Особые надежды ученые связывают с применением метода термогазового воздействия на пласт, который может быть очень эффективен на месторождениях Западной Сибири, с низкопроницаемыми глиносодержащими коллекторами, а также на высокопроницаемых пластах после заводнения.

В США, Норвегии и Канаде в подобных ситуациях применяют газовое и водогазовое воздействие, но в России газовые методы могут оказаться низкорентабельными из-за дефицита и постоянного удорожания углеводородных газов, а также отсутствия у нас месторождений углекислого газа с достаточно низкой себестоимостью извлечения.

Термогазовый метод, впервые предложенный еще в 1971 г., основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективный вытесняющий газовый агент за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В этом случае очень удачно используется особенность многих месторождений, в том числе Западной Сибири, которые характеризуются не только высокими пластовыми давлениями, но и повышенными пластовыми температурами — свыше 65-70оС.

В результате многолетних лабораторных исследований и промысловых испытаний, в том числе проведенных в 90-е годы в рамках международного проекта «Интернефтеотдача» с участием МНТК «Нефтеотдача» (СССР-Россия) и Amoco (США), идея реализации термогазового метода обрела теоретическое обоснование, а промысловые испытания на нескольких месторождениях на Украине и в США показали эффективность метода. Увеличение добычи нефти было значительным, многие скважины переходили на фонтанный режим работы.

Неприступные запасы

Одна из сложнейших на сегодняшний день задач для исследователей — найти рентабельный и наименее рисковый способ извлечения нефти из баженовской свиты, глинистых отложений, широко встречающихся в Западной Сибири. В России опыт освоения месторождений баженовской свиты насчитывает более 40 лет, однако накопленная добыча нефти из глинистых отложений по стране за этот срок не превысила 5 млн тонн.

И хотя общие запасы баженовской свиты огромны и, по оценке члена-корреспондента Академии наук СССР Ивана Нестерова, превышают 170 млрд т, добыча из этих отложений всегда связана с большим риском. Скопления нефти в отложениях приурочены к отдельным, часто не связанным между собой линзам трещинноватых коллекторов, из-за чего велик риск бурения «сухих» скважин.

Американская Marathon Oil, пытавшаяся вести разработку лицензионных участков «Назымгеодобычи» с общими запасами в 127 млн тонн, в мае 2006 года предпочла продать их ЛУКОЙЛу, который в свою очередь передал их на баланс своей дочерней компании РИТЭК.

Структуру продуктивных зон баженовской свиты сложно предсказать, поэтому затраты на их освоение очень высокие. Фонтанирующая скважина может быстро «пересохнуть», потому что объем подвижных запасов нефти, гидродинамически связанный со скважиной, может оказаться мизерным, а давление и проницаемость — высокими. Небольшой суммарный отбор быстро снижает давление, и скважина перестает работать.

«Ученые исследуют различные способы работы с этими породами, включая внутрипластовое горение, низкотемпературное окисление, гидроразрывы, термические воздействия, — комментирует профессор РГУ нефти и газа Александр Лобусев. — Но действенных технологий по добыче из глин до сих пор так и не найдено».

Канада впереди

Общий уровень российских технологий пока уступает мировым разработкам. «К трудноизвлекаемым запасам обращаются тогда, когда не остается легких, это обычный бизнес-подход, — объясняет Алексей Конторович, директор Института геологии нефти и газа СО РАН. — Поскольку в России легкоизвлекаемые запасы пока есть и именно они дают основную добычу, общее развитие технологий разработки трудноизвлекамых запасов идет несколько медленнее, чем в Канаде или Венесуэле. Но в некоторых регионах — Татарстане, например, — разработки ведутся очень активно».

Приходится признать, что удачная конъюнктура мирового рынка нефти не служит стимулом для поиска новых подходов. «Технологии развиваются не тогда, когда наблюдается низкая или высокая цена на нефть, — комментирует Анатолий Дмитриевский, — а когда государство создает условия для вовлечения в разработку этих трудноизвлекаемых запасов».

Татарстан стал передовиком технологического прогресса с одной стороны потому, что активные запасы — Ромашкинское месторождение, например, — здесь практически истощены и совсем скоро единственным источником нефти для этого региона останутся битумы. А с другой стороны — потому что республике удалось добиться налоговых льгот для месторождений с высоковязкой нефтью.

Не справились с терминологией

Россия однажды уже была близка к созданию преференциальных фискальных условий для освоения трудноизвлекаемых запасов. В 90-е г.г., когда цена на нефть резко снизилась, значительная часть всех разрабатываемых на тот момент запасов могла претендовать на статус трудноизвлекаемых. В Законе «О недрах» целых три статьи (40, 44, 48) закрепляли различные налоговые льготы для трудноизвлекаемых запасов, а в январе 1998 года вышел Приказ Минприроды №41 «О временных критериях отнесения запасов нефти к категории трудноизвлекаемых».

Согласно этому приказу, льготу можно было получить за разработку:
— запасов всех типов залежей и месторождений, извлекаемых с применением термических методов или закачки реагентов, обеспечивающих смешивающееся вытеснение нефти;
— запасов подгазовых частей тонких (менее 3 метров) нефтяных оторочек;
— запасов периферийных частей залежей, имеющих нефтенасыщенные толщины, менее предельных для экономически рентабельного разбуривания сетью эксплуатационных скважин.

Но после того, как цены на нефть пошли вверх и нефтегазовая промышленность начала бурно развиваться, необходимость в дальнейшем поощрении работ на трудных залежах отпала. В нынешней редакции Закона «О недрах» слово «трудноизвлекаемые» даже не встречается. Как рассказали RusEnergy в пресс-службе Минприроды, последний раз вопрос о трудноизвлекаемых запасах вставал в 2006 году, когда министерства согласовывали скидки по НДПИ для отдельных групп месторождений.

Из-за трудности идентификации трудноизвлекаемых запасов чиновники решили пока обойтись введением льгот по выплате НДПИ для разработки восточносибирских месторождений, а также залежей, выработанных на 80% и содержащих нефть вязкостью свыше 200 мПа в секунду. Однако если через несколько лет окажется, что этих действий было недостаточно, чиновникам вновь придется искать определение трудноизвлекаемых запасов и стимулировать использование передовых технологий их освоения — скорее всего, зарубежных.

Стагнация не вечна. Рост добычи нефти в России возобновится, лишь бы не подвели цены

 С начала года государственные ведомства и экспертные организации планомерно снижали краткосрочные прогнозы добычи нефти в России, но выражали осторожный оптимизм по поводу долгосрочных перспектив нефтяной отрасли. И те, и другие настроения подпитывались уверенностью в том, что правительство вряд ли решится на существенные налоговые послабления для нефтяников, но высокие цены на нефть в конечном итоге сделают свое дело.

Провальный квартал

Россия уже давно забыла о годовом росте производства нефти в 7-11%, который был характерен для отрасли в начале десятилетия. Но затем страна три года подряд демонстрировала стабильный 2-процентный рост добычи. В 2005 г. он достиг 2,4%, в 2006 г. — 2,2%, в 2007 г. — 2,1%. Похоже, в Минпромэнерго посчитали эту тенденцию устоявшейся.

В начале февраля ведомство опубликовало прогноз, согласно которому объемы добычи нефти должны увеличиться в этом году на 1,8% до 500 млн тонн. В 2007 г. производство нефти составило 490,7 млн т, что на 10,2 млн т превысило уровень 2006 г.

Впрочем, уже по итогам января вера в прогноз Минпромэнерго подверглась первым испытаниям. Во-первых, добыча нефти и газового конденсата в январе «провалилась» по сравнению как с январем 2007 г., так и с декабрем 2007 г., составив 41.35 млн тонн (9.78 млн барр. в сутки). Это на 1% ниже показателя декабря прошлого года и на 0.8% — января 2007 г.

Во-вторых, ExxonMobil сообщил об ожидаемом существенном сокращении добычи в проекте «Сахалин-1». В начале 2007 г. была достигнута проектная мощность в 250 тыс. барр. в сутки. Но операторы предупредили, что этот уровень станет пиковым, и уже в 2008 г. добыча из-за истощения месторождения сократится до 7.9-8.2 млн т по сравнению с 11.2 млн т по итогам 2007 г.

В-третьих, крупнейшие нефтегазовые компании опубликовали весьма скромные прогнозы роста. Так, ТНК-ВР планирует добыть в 2008 г. около 70 млн тонн (в 2007 г. — 69,5 млн тонн, рост 0,7%), «Газпром нефть» — 33,5 млн тонн (в 2007 г. -32,6 млн тонн, рост 2,8%), «Татнефть» — 25,7 млн тонн (в 2007 г. — также 25,7 млн тонн, рост 0%).

«Славнефть» и «Башнефть» воздержались от прогнозов. По ожиданиям «Сургутнефтегаза», добыча компании в 2008 г. составит около 60 млн т, что на 7% ниже, чем в 2007 г. В конце 2006 г. «Сургутнефтегаз» планировал увеличить в 2007 г. добычу на 2,9% до 67,5 млн тонн, в начале года понизил прогноз до 0,9%, или 66,2 млн тонн, а закончил год с падением добычи по отношению к 2006 г. на 1,7% до 64,5 млн тонн.

В феврале суточная добыча в целом по отрасли осталась практически на уровне январской (9,79 тыс. барр. в сутки), но в марте последовал новый спад — до 9,76 тыс. барр. в сутки.

Общий объем добычи в первом квартале составил 121,4 млн т, что на 0,2% ниже, чем в первые три месяца 2007 г. Но с учетом високосного года, корректнее считать добычу в суточных объемах. В этом случае добыча составит 9,78 тыс. барр. в сутки, что уже на 0,8% ниже, чем в первом квартале 2007 г.

Диаграмма 1. Добыча нефти в России в августе 2007 г. — марте 2008 г. (тыс. барр. в сутки)

 

Корректировка прогнозов

Снижение суточных показателей добычи в течение первого квартала вынудило экспертов внести коррективы в свои оценки добычи нефти в России в 2008 г. Банк Credit Suisse в марте понизил прогноз с 0,7% до минус 0,5% в 2008 г., с 1,2% до 0,6% в 2009 г. и с 1,3% до 0,9% в 2010 г. «Мы более не ожидаем увеличения добычи нефти в этом году», — сообщили аналитики банка.

Банк UBS выступил с предостережением, что если российские нефтяные компании не увеличат объем бурения по сравнению с минувшим годом на 10-12% до 5,7 тыс. скважин, то по итогам года следует ожидать снижения добычи на 1%. А Международное энергетическое агентство (МЭА) высказало мнение, что в нынешнем году рост добычи нефти в России все же возобновится, но составит всего 0,8%.

Вслед за экспертами решили проявить осторожность и государственные чиновники. В начале апреля Юрий Трутнев, министр природных ресурсов РФ, сообщил, что в целом за год объемы добычи нефти в стране могут оказаться ниже, чем в прошлом году. Глава Минпромэнерго России Виктор Христенко признал, что «добыча сегодня находится на одном уровне, в стагнации».

Наконец, слово взяли сами нефтяники. Леонид Федун, вице-президент ЛУКОЙЛа, в середине апреля заверил, что добыча нефти в России прошла свой пик, и может больше никогда не вернуться на прежний уровень. Сходную мысль высказал Виктор Вексельберг, совладелец ТНК-BP, признавший, что добыча нефти в России в дальнейшем будет только падать.

В конце апреля Виктор Христенко несколько сгладил обстановку, заявив, что темпы прироста добычи нефти в России в 2008 г. будут меньше, чем ранее прогнозировало Министерство промышленности и энергетики РФ в начале февраля, но все же составят около 1%.

Налоги и технологии

Христенко не согласился с Федуном и Вексельбергом по поводу будущего отрасли. Он высказал уверенность в том, что в ближайшие несколько лет темпы роста добычи нефти ускорятся, но «не революционно». Более того, в России реально достижение заложенных в стратегии показателей добычи нефти в 520-530 млн т к 2010 г. и 560 млн т — к 2020 гг.

Диаграмма 2. Долгосрочные прогнозы добычи нефти в России

 

Христенко имел в виду Энергетическую стратегию до 2020 г., принятую правительством в августе 2003 г. Однако в настоящее время под руководством Минпромэнерго разрабатывается новый вариант Энергетической стратегии, уже до 2030 г., и он, как выяснилось, содержит еще более амбициозные оценки будущего российской добычи.

В апреле состоялась презентация проекта, в ходе которой замглавы департамента государственной энергетической политики министерства Владимир Саенко назвал новые цифры, на которые следует ориентироваться нефтяникам. Так, к 2010 году добыча нефти должна увеличиться до 514 млн т, к 2015-му — до 560 млн, к 2020-му — до 595 млн. Максимальный уровень добычи в 2030 году составит 600 млн т в год.

Тезис о росте добычи подхватили и руководители близких к государству компаний. Александр Дюков, председатель правления «Газпром нефти», в конце апреля пообещал, что рост добычи нефти в России продолжится до 2030-2040 годов, снижение этого показателя начнется не ранее 2050 года.

Рецепт роста от Дюкова прост: он полагает, что при условии высоких цен на нефть и внедрения новых технологий вскоре начнут вводиться в эксплуатацию те месторождения, которые пока считаются неэффективными. В то же время, рост добычи нефти будет серьезно зависеть от системы налогообложения.

«Снижение налогового бремени позволит добиться темпов роста добычи 3-4% в год… Но отсутствие таких изменений приведет к падению добычи», — констатирует Дюков. По его мнению, вариант снижения добычи в России уже с 2020 года возможен в том случае, «если фискальная политика по отношению к нефтяной отрасли не станет гибче».

Символическая уступка

Отраслевые аналитики отмечают, что наиболее мрачные прогнозы относительно снижения объемов добычи нефти в России возникли в тот период, когда правительство приступило к обсуждению вопроса о внесении изменений в налоговую систему, в рамках которой работают нефтяники. Ее и так нельзя признать комфортной, но в декабре 2007 г. Владимир Путин обмолвился о том, что повышение налогов для добывающих компаний, в том числе нефтяных, было правильным, хотя, возможно, недостаточным.

В начале февраля глава департамента налоговой и таможенно-тарифной политики Минфина Илья Трунин заявил, что пока снижения нагрузки на отрасль не планируется, но в долгосрочной перспективе нефтяные компании, возможно, ожидает переход к налогообложению добавочного дохода компаний.

И лишь в конце марта глава Минфина Алексей Кудрин проявил уступчивость, пообещав с 2009 г. при исчислении ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) поднять «уровень отсечения» с $9 за барр. до $15 за барр., чтобы учесть повышение себестоимости добычи нефти. Это означает, что налог на добычу будет снижен примерно на $1,2 за барр.

Общая экономия составит около 100 млрд руб. ($4,2 млрд) в год, что явно не решает проблем отрасли, так как, по словам Леонида Федуна, для поддержания добычи на уровне не менее 10 тыс. барр. в сутки требуется в течение ближайших 20 лет вложить в нефтяную промышленность $1 трлн.

После того, как нефтяникам стало ясно, что им не следует ждать милости от Минфина, последовали заявления о том, что пик добычи нефти в России пройден. Одновременно, в середине апреля при Комитете РСПП по энергетической политике, возглавляемом президентом ЛУКОЙЛа Вагитом Алекперовым, была создана рабочая группа по налогообложению в нефтегазовой отрасли.

Удастся ли нефтяникам накалить ситуацию до такого состояния, что Минфин согласится оставить им еще какую-то часть налоговых изъятий — большой вопрос. Владимир Путин аргументировал необходимость жесткого налогообложения нефтяной отрасли тем, что еще ни одна нефтяная компания не разорилась.

При решении вопроса о налогах в Кремле и Белом доме, вероятно, будут учитывать и то обстоятельство, что, например, чистая прибыль ТНК-BP в 2007 г. составила $5 млрд, а в первом квартале 2008 г. приблизилась к $1,5 млрд. Что чистая прибыль ЛУКОЙЛа в 2007 г. увеличилась на 27%, составив $9,5 млрд, а «Сургутнефтегаз» накопил на своих счетах наличность в размере $13 млрд. И что разговоры о нехватке средств для инвестирования в добычу не помешали акционерам ТНК-BP в первом квартале 2008 г. распределить дивиденды, по данным Банка Москвы, в размере $2,4 млрд.

Все лучшее — впереди

Отраслевые аналитики, признавая важность адаптации налоговой системы к новым условиям (резкий рост издержек, инфляция, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов), все же не склонны разделять точку зрения Федуна и Вексельберга о том, что все лучшее в отрасли — позади.

По мнению Сергея Ежова, замдиректора Топливно-энергетического независимого института, «в обозримом времени добыча нефти падать не должна». Наиболее реалистичная картина — выход на 530 млн т в 2020 г., плюс-минус 30 млн т. «Но перспектив для роста до 600 млн т не просматривается, так как для этого нет сырьевой базы, — говорит эксперт. — И освоение запасов трудноизвлекаемой нефти существенной роли в добыче не сыграет, если только у нас не откроют такие же огромные ресурсы, как в Канаде или Венесуэле».

Считает заниженной оценку Леонида Федуна и Дмитрий Лютягин, аналитик ИК «Велес-Капитал». Он указывает на то, что сам ЛУКОЙЛ после ввода Хыльчуюского месторождения в Тимано-Печоре и каспийских месторождений рассчитывает увеличить объем добычи. «Снижение добычи может произойти, только если налоговое законодательство не будет меняться», — говорит аналитик.

Категорически не согласен с тем, что пик добычи в России пройден, и Константин Батунин, аналитик по нефти и газу Альфа-Банка. Впрочем, он не верит и в то, что в 2008 г. Россия сумеет увеличить добычу на 1%. Но в долгосрочном плане оснований для беспокойства нет. «Рост добычи, который мы наблюдали с 2002 по 2005 годы со среднегодовым показателем 7-8%, уже не повторится, и среднегодовой рост добычи может быть только 2-3%, — утверждает Батунин. — Но природа этого роста будет иной».

По словам эксперта, в начале десятилетия в отрасль пришли новые собственники, которые захотели получить максимальный экономический эффект в короткие сроки. Для этого применяли два метода: гидроразрыв пласта (ГРП) и опускание погружных насосов на несколько сот метров глубже в забой. В некоторых случаях добыча увеличивалась вдвое и больше. И люди заговорили о российском нефтяном чуде.

«Но чудес на свете не бывает, за все надо платить, — говорит Батунин. — Оборотная сторона ГРП такова, что если вы его применили один раз, то второй раз с таким же эффектом применить невозможно, нужно бурить новую скважину и вновь проводить там ГРП. Новые собственники приватизированных месторождений применяли ГРП даже на новых проектах, включая Приобское месторождение. И поэтому к сегодняшнему дню наследие советского прошлого закончилось».

Новый рост будет другим, за счет других фундаментальных физических показателей: бурения, выхода в новые регионы, открытия новых запасов, возможно, в Восточной Сибири и на шельфе. В любом случае разработка месторождений будет сопровождаться ростом капекса (capex — capital expenditures, капитальные затраты).

Не исключено, что определенную роль в этом росте сыграют запасы трудноизвлекаемой нефти. Проблема в том, насколько нефтяные компании и инвесторы способны закладывать в основу своих проектов такие высокие цены, которые мы наблюдаем сегодня. Ведь срок жизни проекта — 10-20 лет и больше, что требует большой уверенности, что высокие цены будут держаться так долго.

«В моем представлении, в долгосрочном плане можно закладывать цену нефти на уровне 80 долларов за баррель, при которой многие проекты добычи трудноизвлекаемой нефти становятся рентабельными, — полагает Батунин. — Но это вопрос не только цены, но и наличия технологий, которые позволяют снижать затраты. Тем не менее, не вызывает сомнений то, что нефть с течением времени будет становиться все дороже и дороже и для производителя, и для потребителя».

Помочь отрасли должны налоговые новации Минфина, а также ожидаемое завершение периода нестабильности, вызванной перераспределением собственности от частных к государственным компаниям. Если это случится, то на фоне дорожающей нефти в разработку будут вовлекаться ресурсы, которые сегодня кажутся нефтяникам нерентабельными, что создаст основу для долгосрочного роста добычи на 2-3% в год, благо с трудноизвлекаемыми запасами в России все в порядке. Лишь бы цены не подвели.

Юрий Когтев ©RusEnergy

полный текст   http://www.rusenergy.com/?page=articles&id=813

Нефть стала заложницей доллара

Триумфальное шествие мировых нефтяных цен заставило экспертов, а с ними и самих производителей черного золота вновь вернуться к самым фантастическим прогнозам. Цена барреля нефти может подняться до $200, и ОПЕК вряд ли сможет как-то это предотвратить – «порадовал» участников рынка президент картеля Шакиб Хелиль.

По его мнению, рост цен в первую очередь обусловлен продолжающимся ослаблением доллара и нестабильностью мировой экономики. «Я не думаю, что увеличение объемов добычи отразится на ценах, так как сейчас наблюдается баланс спроса и предложения, а запасы бензина в Соединенных Штатах находятся на самом высоком уровне за прошедшие пять лет», – заметил г-н Хелиль. По мнению президента картеля, нынешние цены на нефть «поддерживаются рецессией в американской экономике и экономическим кризисом, который затронул несколько стран», что, в свою очередь, ведет к девальвации доллара. При этом, согласно подсчетам главного чиновника ОПЕК, снижение курса доллара на 1% приводит к росту цены на нефть примерно на $4 за баррель.

Чуть ранее с не менее жестким прогнозом относительно недалекого будущего нефтяных цен выступила канадская инвестиционная группа CIBC, опубликовавшая очередной аналитический доклад о состоянии мирового рынка нефти. Согласно документу, из-за растущего спроса при стагнирующем предложении к 2010 г. цена барреля сырой нефти может достичь $150, а к 2012 г. – $225. В докладе говорится о том, что текущие оценки Международного энергетического агентства (МЭА) завышают предложение примерно на 9%, поскольку МЭА учитывает сжиженный природный газ (СПГ).

Выводы аналитиков CIBC могут показаться излишне категоричными. Так, например, заметный акцент на использование СПГ начинает прослеживаться только сейчас, а не два года назад. Во многих странах ударными темпами идет сооружение заводов по сжижению газа, морских терминалов погрузки СПГ и танкеров-газовозов. Повышение интереса к арктическим шельфовым запасам также предполагает увеличение производства СПГ, так как иные способы доставки добытого там газа выглядят довольно затруднительными. Все это дает основания полагать, что эра сжиженного природного газа еще только начинается.

Куда более значимым доводом в пользу роста цен видится увеличение потребления нефтепродуктов развивающимися странами. Бурный рост автомобилизации китайского населения и ожидаемая массовая автомобилизация в Индии действительно обеспечивают значительную часть прироста спроса. Однако китайский и индийский спрос сильно зависят от общей экономической ситуации в этих странах.

На этом фоне куда более объективными кажутся доводы упомянутого выше президента ОПЕК Шакиба Хелиля, считающего, что основной причиной высоких нефтяных цен является ситуация с американской валютой. Из-за непрекращающегося падения доллара товарные фьючерсы становятся единственным надежным активом, живущим в четкой противофазе с американской валютой. (Евро не особо привлекает инвесторов по причине высоких рисков, продиктованных проблемами в европейской экономике.)

Производители черного золота прекрасно понимают, что в ближайшее время Соединенные Штаты вряд ли пойдут на удорожание национальной валюты: слабый доллар вполне устраивает американские финансовые власти, так как позволяет эффективно противостоять экономическому кризису. Более того, в последние годы США научились прекрасно выживать в условиях высоких нефтяных цен (что косвенно подтвердил Шакиб Хелил, говоря о высоких запасах бензина).

Таким образом, единственной реакцией производителей нефти на сложившееся положение дел является отказ от повышения добычи и периодические запугивания Штатов заоблачными ценами. Между тем производители сегодня сами являются заложниками ситуации, когда дорожающая нефть фактически не приносит дополнительной прибыли. Эта прибыль мгновенно превращается в ничто вместе с падающим курсом американской валюты. Подобная ситуация будет сохраняться до тех пор, пока американские власти не решат (не на словах, а на деле), что слабый доллар более не полезен экономике США.

Источник: Утро

Россия и Казахстан сформировали единую позицию относительно проблемы увеличения пропускной способности нефтепроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).

Договоренность об этом достигнута в ходе визита в Астану и.о. российского министра промышленности и энергетики Виктора  Христенко, который провел переговоры с министром энергетики и минеральных ресурсов Казахстана Сауатом Мынбаевым.

Расширение КТК намечено провести в два этапа в период до 2012 года. В результате пропускная способность трубопровода будет увеличена с 32 до 67 млн тонн нефти. В рамках расширения КТК предполагается, что дополнительно 17 млн тонн казахской нефти будут ориентированы на прокачку по нефтепроводу Бургас—Александруполис.

Напомним, что КТК владеет нефтепроводом Тенгиз—Новороссийск, который соединяет месторождения запада Казахстана с российским побережьем Черного моря, общей протяженностью 1 580 км. Российская сторона неоднократно выражала озабоченность экономической неэффективностью проекта и увязывала увеличение мощности нефтепровода с повышением тарифов на прокачку нефти и снижением долговой нагрузки. В сентябре прошлого года акционеры КТК одобрили повышение тарифа на прокачку по системе до 38 долларов за тонну и снижение кредитных ставок с 12,66% до 6%. Тогда же было решено, что подписание документа о расширении мощности трубопровода состоится до конца 2008 года.

Доли участия правительств-основателей КТК распределяются следующим образом: России принадлежит 24% (в апреле прошлого года этот пакет был передан в управление «Транснефти»), Казахстану – 19%, Оману – 7%. Среди частных компаний-участников консорциума Chevron Caspian Pipeline Consortium Company принадлежит 15%, Lukarco BV – 12,5%, Rosneft-Shel Caspian Ventures Limited – 7,5%, Mobil Caspian Pipeline Company – 7,5%, Agip International (NA) NV – 2%, BG Overseas Holding Limited – 2%, Kazakhstan Pipeline Ventures LLC – 1,75% и Oryx Caspian Pipeline LLC – 1,75%.

http://www.expert.ru/news/2008/05/08/ktk-moshnost/

Индонезия может выйти из ОПЕК

Картинка 4 из 59

Власти Индонезии изучают вопрос о выходе из Организации стран-экспортеров нефти, заявил сегодня индонезийский президент Сусило Бамбанг Юдхойоно на встрече в Джакарте с группой губернаторов.

По словам президента, Индонезия теряет «статус» страны, активно экспортирующей нефть. «Поэтому правительство, — отметил он, — решает сейчас вопрос о том, остаться в ОПЕК или временно выйти из этой организации». Джакарта, считает президент, должна сконцентрировать усилия на увеличении добычи нефти.

Индонезия — единственный член ОПЕК из Азиатско-Тихоокеанского региона. В последнее время объем добычи нефти в стране резко сократился и упал до уровня менее миллиона баррелей в день.

http://txt.newsru.com/finance/06may2008/opec.html

Нефть задерживается. Cрыв сроков ввода крупнейших проектов обернется ростом цен

Нефть задерживаетсяРост издержек и технические сложности, связанные с разработкой крупнейших месторождений нефти и газа, могут привести к серьезной коррекции сроков их ввода. Пересмотру могут подвергнуться даты начала добычи на Кашагане в Казахстане, российском «Сахалине-2», ав­стралийском месторождении Gorgon и многих других, опасаются аналитики Citigroup. Результатом станет новый виток роста цен на нефть, предупреждают эксперты.

Как считают специалисты Citigroup, сегодня среди осваиваемых месторождений остается все больше сложных и труднодоступных, создающих техниче­ские затруднения и требующих дополнительного финансирования. А компании в свою очередь не продвигаются в решении этих проблем, вызывающих отсрочки.

Дополнительными факторами становятся соглашения о разделе продукции, затягивающие сроки реализации проектов, а также стремление национальных властей передать больше полномочий местным компаниям, которые зачастую не имеют достаточных знаний и умений для добычи нефти и газа в сложных условиях.

Запуск казахского месторождения Кашаган уже переносился с 2005 на 2011 год, начало работы в рамках австралийского проекта Gorgon компании Chevron также уже запланировано на 2011 год вместо 2007-го и может быть вновь перенесено. В России в список «отстающих» проектов может попасть «Сахалин-2». Среди других под подозрение Citigroup попали норвежский проект Snohvit компании StatoilHydro, Thunder Horse в Мексиканском заливе и Tangguh в Индонезии у компании BP, а также нигерийское Bonga британо-голландской Shell.

Причинами задержек могут стать как несогласованность действий между заказчиками и исполнителями, так и банальные погодные условия, соглашается аналитик ИК «Велес Капитал» Дмитрий Лютягин. Но подобные отсрочки — вполне нормальное явление для неф­тегазовой индустрии, где только 70% объектов сдается в запланированные сроки, тогда как целые 25% задерживаются на год, а 5% на еще более долгий период, утверждает аналитик «Брокеркредитсервиса» Максим Шеин.

Для «Сургутнефтегаза» и «Роснефти» отсрочка запуска ВСТО, как и задержка проекта «Сахалин-2» для «Газпрома», вероятно, могут привести к снижению планируемых объемов добычи, что может повлиять на выручку компаний. Но возросшие в связи с этим цены окажут компенсирующее воздействие, считает г-н Шеин. Гораздо более важным моментом для российских нефтедобывающих компаний, по его мнению, станет недостаточная модернизация НПЗ на фоне растущих потребностей рынка в качест­венных нефтепродуктах.

ЕЛЕНА БОЛДЫРЕВА

http://www.rbcdaily.ru/2008/05/05/tek/340958

Белград ведет с Москвой двойную игру?

Чем больше времени проходит после подписания Россией и Сербией договора о сотрудничестве в нефтегазовой отрасли, предусматривающего покупку российской компанией «Газпром» 51% сербской государственной нефтяной компании Naftna industrija srbija (NIS), а также участие Белграда в международном газовом проекте «Южный поток», тем неопределеннее становится позиция Сербии. Очевидно, что после выборов президента, на которых победил лидер Демократической партии проевропейской ориентации Борис Тадич, решимость сербов, с которой подписывался этот договор в разгар избирательных страстей, с течением времени все больше ослабевает.

Известно, что еще до своей отставки бывший премьер-министр Воислав Коштуница завил: «Это одно из наиболее важных для Сербии соглашений (с Россией — «Росбалт»). Оно гарантирует стабильность энергоснабжения страны в ближайшие десятилетия». По некоторым данным, дочка «Газпрома» — «Газпромнефть» — приобретает 51% активов Naftna industrija srbija, на долю которой приходится около 50% всех нефтераспределительных сетей Сербии, приблизительно за 400 млн евро. В модернизацию сербских нефтеперерабатывающих предприятий и завершение строительства резервуаров природного газа российская компания готова вложить еще 500 млн евро.

Однако подписанный в Москве 25 января 2008 года международный договор (как раз в период между первым и вторым туром голосования за президента Сербии) все еще не ратифицирован Скупщиной (парламентом) страны. И, как пишет газета «Политика», очевидно, он не будет одобрен до 25 мая 2008 года (крайний срок ратификации). Бурные дискуссии, которые разгорелись после президентских выборов и отставки Коштуницы, который считается сторонником развития более тесных отношений с Россией, нежели с Европой, свидетельствуют о том, что этот вполне экономический вопрос все больше превращается в политический.

Противники ратификации российско-сербского нефтегазового договора выдвигают несколько причин, по которым он не может быть одобрен в парламенте. Одна из них, по мнению аналитика сербской газеты «Данас» («Сегодня») Горданы Логар, заключается в том, что продажа компании Naftna industrija srbija и газопроводов означала бы «утрату энергетической независимости за бесценок». Сербский министр экономики и регионального развития Младян Динкич назвал предложенную цену «недостаточной» еще в начале переговоров.

Проблемой заниженной цены озабочен также и профессор экономики из Института европейских исследований в Белграде Мирослав Прокопьевич. «Предложенная цена, — считает он, — по крайней мере в два раза ниже, чем мы получили бы, если бы сделка совершалась в результате торгов, а не закулисных переговоров». Еще одной причиной профессор называет «непрозрачность сделок с русскими». В связи с этим он напоминает историю с российской нефтяной компанией ЛУКОЙЛ, которая несколько лет назад купила распределительную сеть «Беопетрол», но, якобы, так и не выполнила своих обещаний по ее модернизации.

Обеспокоенность среди сербского политического истэблишмента вызывает также и тот факт, что приватизируемая компания Naftna industrija srbija имеет в Анголе концессию на нефтяные поля, на приобретение которых было потрачено больше $100 млн. Только в прошлом году сербы добыли из ангольских скважин почти 79 тыс. тонн нефти. И если бы компания не продавалась, то, с учетом добычи «черного золота» по концессии, Сербия могла бы уменьшить свою зависимость от внешнего ввоза нефти по крайней мере на 80%, сообщает газета «Политика» в статье под заголовком «И сербская нефть из Анголы тоже станет русской». Договор о концессии, между прочим, действует до 2025 года. Кроме Анголы, сербская государственная нефтяная компания имеет также лицензии на добычу нефти в Ираке, Иране, Нигерии и Ливии. Поэтому горячий интерес российского «Газпрома» к быстрой ратификации сделки вполне понятен.

Еще одним «камнем в российский огород» ставится покупка компанией «Базовый элемент» российского магната Олега Дерипаски Подгоричского алюминиевого комбината (Черногория), на котором, как утверждает на страницах сербских газет руководство профсоюза «Независимость» комбината «Бор» (о его возможной покупке компанией Дерипаски тоже идет речь), модернизационные программы выполнены не полностью.

А министр торговли Сербии Предраг Бубало, размышляя на страницах проправительственной «Политики» о судьбах российско-сербского нефтегазового договора, напоминает, что между двумя странами еще во время правления Слободана Милошевича, в 2000 году, был подписан договор о свободной торговле, который до сегодняшнего дня так и не ратифицировала Госдума РФ. «По-прежнему, за исключением автомобилей, пошлиной облагается ввоз в Россию лекарств, мяса, колбасных изделий, шоколада, яблочного сока и других продуктов», — пишет «Политика».

В прошлом году одних только лекарств было поставлено из Сербии в Россию на $61 млн – на большинство из них пошлина составляла 5-10%. В списке облагаемых пошлиной товаров также ткани, сигареты, мыло. Все еще не беспошлинно поставляются в Россию сербские компрессоры, рефрижераторы, тракторы и другая техника. Многие политики увязывают этот старый, не ратифицированный Госдумой договор о свободной торговле с новым нефтегазовым, который не спешит одобрить уже сербская Скупщина. Все это очень похоже на торг, при котором Белград пытается что-то для себя выиграть, затягивая ратификацию важных для России нефтегазовых договоренностей.

Похожая ситуация складывается и вокруг второй части российско-сербского энергетического договора, касающегося присоединения Белграда к международному соглашению по проекту «Южный поток», согласно которому по дну Черного моря будут проложены газопроводные трубы длиной в 900 км. Предполагается, что газ из турецких и болгарских портов будет доставляться потребителям Западной Европы через территорию Сербии. Известно, что международный проект «Южный поток» стоимостью в 10 млрд евро предполагается завершить в 2013 году. Через его газопроводы Западная Европа будет ежегодно получать 30 млрд кубометров природного российского газа. «Газпром» также ведет переговоры с Грецией и Словенией на предмет присоединения к этому проекту.

Для России «Южный поток» проект важен еще и потому, что Москва пытается избежать зависимости политической ситуации на Украине, отношения с которой в последние годы ознаменовались рядом газовых скандалов. Если Западная Европа боится энергетической зависимости от России, то Москва пытается избавиться от трубопроводной зависимости от Киева. И в этом смысле скорейшая ратификация сербской Скупщиной нефтегазового договора является одним из приоритетов российской внешней политики. Именно поэтому при первом возникновении заминки Кремль срочно послал на переговоры в Белград министра по чрезвычайным ситуациям (что весьма символично) Сергея Шойгу для прояснения и урегулирования ситуации. «Шойгу требует гарантий по газу и НИСу (сербская аббревиатура компании Naftna industrija srbija – «Росбалт»)», — отмечает «Политика».

Возможно, названные экономические причины отсрочки ратификации договора и имеют под собой некоторые основания. Но, видимо, и без политики тут не обошлось. Сербские аналитики сходятся о мнении, что во время президентской гонки Борису Тадичу, проигравшему в первом туре своему радикально настроенному сопернику, было выгодно поддержать серьезную международную сделку с Россией. Таким образом можно было получить поддержку электората, более благосклонно настроенного к России, чем к Западу.

Кроме того, не следует исключать, что свою роль сыграли и страсти вокруг ожидаемого объявления независимости Косово и твердой позиции России по этому вопросу. Некоторые негативно настроенные по отношению к Москве белградские политики, бьющиеся сегодня за депутатские мандаты в сербский парламент, полагают, что этот критический для энергетической безопасности Сербии нефтегазовый договор является платой России за поддержку Сербии в ООН.

Впрочем, чтобы ни говорили в предвыборном экстазе проевропейски настроенные белградские политики, простые избиратели-сербы им отвечают вполне определенно: «Бог – высоко, а Россия близко».

Алла Ярошинская
 
http://www.rosbalt.biz/print/479176.html

© 2000-2007 ИА «Росбалт»