Idea Transcript
А.Г. Коржубаев, К.Н. Мпловпдов, Л.В. Эдер
НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС РОССИИ «Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки дипломированных специшzистов
131500 ((Нефтегазовое делт;
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
A.G. Korzhubaev, K.N. Milovidov, L.V. Eder
OILAND GAS COMPLEX OF RUSSIA
ИздАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР РГУ нефти и газа ИJИеии И.М. Губкина
у дк
/622.276+622.279/
Рецензенты:
В. М. Карпов- докт. экон. наук, профессор У фимекого государственного нефтяного технического университета.
В. И. Фейгин- канд. физ.-мат. наук, директор НП. «Институт энергетики и финансов))
Коржубаев А.Г., Миловидов К.Н., Эдер Л.В.
Нефтегазовый
комплекс России.
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина,
- М.: Издательский 2012.- 168 с.
центр
ISBN 978-5-91961-080-9 Учебное nособие посвящено актуальным проблемам, связанным с современным
состоянием и nсрсnсктивами развития российского нефтегазового комплекса. В нем дастся
описание и краткий анализ основных характеристик и nараметров развития
нефтяной и газовой nромышлснностн России в контексте мирового развития нефтя ной н газовой промышлснности и отдельных се отраслей (разведки, добычи, транс nорта, переработки и сбыта углеводородного сырья), делается ретроспективный экс
курс и излагаются современные представления о стратегии развития ТЭК в целом и нсфтсгазового сектора как его важнейшей составляющей. В сжатой, информационно насыщенной форме, с большим количеспюм иллюстративного и статистического
материала
кратко излагаются основные этапы развития нефтсгазовой промышл~н
ности России и мира. стоящие перед ней проблемы и пути их рсшеюtя. Учебное пособие может быть использовано студентами нефтяных вузов
-
как
экономистами по направлениям «Экономика>> и «Менеджмент)), так и учащимиен не
экономического профиля (студентами, магистрантами всех специальностей), обу чающимиен
по направлению «Нефтегазовое дело)) при изучении ими дисциплины
«Экономика нефтяной и газовой промышленности)).
Кроме того, оно может быть
использовано широким кругом специалистов нефтегазовых компаний (не являющих
си профессионалами в области экономики и управления нефтегаэового производства), специалистами,
повышающими
свою
квалификацию,
студентами,
получающими
второе образование а также всеми читателями, интересующимиен одной из ключевых отраслей экономики России.
Данное издание является собственностью РГУ нефти и rаза имени И.М. Губкина и его репродуцирование (воспроизведение) любыми способами беэ согласия университета запрещается
ISBN 978-S-91961-080-9
@ Коржубаев А.Г., Миловидов К.Н., Эдер Л.В.,
«:!
2012
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 201~
© В. С. Голубе~~~ qфо~ие серии, 2007
СОДЕРЖАНИЕ
Введение............................................................................................................. ГЛАВА
1.
7
Роль нефтеrазовоrо комплекса в российской и ми-
ровой экономике .... .. .............. ...... .. ........ ... ..... ... ........... ...... ... ... .
8
1.1. Сырьевая база и добыча углеводородов.................................... 1.2. Концентрация производства......................................................... 1.3. Экспорт ................................................................................................. 1.4. Международные цены на нефть и газ ........................................ 1.5. Долгосрочные процессы в системе нефтегазообеспечения Литература к главе 1.......................................................................................
8 9 12 16 19 21
ГЛАВА
2. Нефтедобьшающая промъiшленность России ............ ,.. 24
2.1. Долгосрочные тенденции............................................................... 2.2. Региональная структура................................................................. 2.3. Организационная структура ......................................................... 2.4. Технологическая структура добычи нефти............................. )J нтература к главе 2. ......................................................................................
24 26 32 39 44
ГЛАВА
47
3. Нефтеперерабатывающая промьпuленность России
JI итература к главе 3....................................................................................... 58 ГЛАВА
4.1. 4.2. 4.3.
4.
Экспорт нефти из России .......................................................
61
Современные тенденции ................................................................
61 Организационная и технологическая структура................... 63 Экспорт нефтепродуктов............................................................... 72 Jlитература к главе 4 ....................................................................................... 73 ГЛАВА
5. Газовый комплекс России ..................................................... 75
5.1. Динамика добычи газа .................................................................... 75 5.2. Добыча газа по регионам................................................................ 77 5.3. Добыча газа по компаниям ............................................................ 80 5.4. Технико-экономические показатели работы газовой промышлености........................................................................................ 82 Литература к главе 5 ....................................................................................... 84
ГЛАВА
6.
Воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов....................................................................................
Литература к главе ГЛАВА
7.
86
6 ....................................................................................... 93
Перспектины развития НГК России..................................
95
Стратегические цели развития.....................................................
7.1. 7.2. 7.3. 7.4. 7.5. 7.6.
95 96 Прогноз добычи нефти и газа ....................................................... 97 Прогноз экономических показателей ........................................ 98 Приоритеты и условия поставок нефти и газа ....................... 99 Направления и механизмы инновационного развития ....... 100 Литература к главе 7 ....................................................................................... 102 Сценарии развития..........................................................................
Г ЛАВА
8. Транспортные проекты в нефтеrазовом комплексе России ............................................................................................ 105
8.1. Современное состояние нефте- и газотранспортной систем 105 8.2. Приоритеты развития ..................................................................... 108 8.3. Международные аспекты ............................................................... 11 О 8.4. Приоритетные направления развития систем транспорта нефти .................................................................................................... 111
8.5.
Приоритетные проекты транспортировки нефтепродуктов ..........................................................................................................
114 115 Развитие систем транспорта природного газа ........................ 116 Литература к главе 8 ....................................................................................... 125
8.6. 8. 7.
Транспортировка попутного нефтяного газа ..........................
ГЛАВА
9.
Иностранные инвестиции в нефтеrазовом комплексе России ...........................................................................................
127
9.1. 9.2.
Инвестиционный климат ...............................................................
127
9.3.
Основные формы участия иностранного капитала в неф-
Объем и географическая структура иностранных инвестиций ..................................................................................................
130
тегазовом комплексе России ........................................................ 132
9.4.
Особенности законодательного регулирования иностранных инвестиций .....................................................................
Литература к главе
152 9 ....................................................................................... 160
Заключение ........................................................................................................ 163 Сведения об авторах ....................................................................................... 166
6
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазовый комплекс (НГК) играет значительную роль в
экономике и жизнеобеспечении страны при его высокой вовлечен нести в мирахозяйственные связи. Россия
-
крупнейший в мире
производитель и экспортер углеводородов (УВ- нефти, нефтепро дуктов, конденсата, природного и углеводородных газов) как по энергетической ценности, так и в денежном выражении. НГК
-
важный элемент российской экономики, формирующий в послед
ние годы
45-50% доходов
федерального бюджета, и глобальной сис
темы энергообеспечения, обеспечивающий свыше УВ и около
10% всей
16% производства
первичной энергии, производимой на Земле.
НГК России в высокой степени интегрирован в мировую эконо
мику
-
свыше
70%
продукции нефтяной и более
30%
газовой про
мышленности поставляется на экспорт, доходы от поставок УВ со
ставляют
60-65%
всего российского экспорта. Эксnорт нефти и
нефтепродуктов находится на уровне
13%
330-360 млн т в год (свыше - 160-200 млрд куб. м сетевого газа и 24% всех экс
всех международных поставок), газа
(более
33%
международных поставок
портно-импортных поставок трубопроводного и сжиЖенного газа в мире).
У стойчиность развития нефтяной и газовой промышленности
страны будет определяться рядом условий, связанных с особенно стями ее современного состояния и развития, а также долгосрочны
ми российскими и международными экономическими процессами.
В результате усложнения условий добычи УВ в России и в мире,
повышения технологических и экологических требований парамет ры технологического развития НГК будут в значительной степени связаны с состоянием российского нефтегазосервиса и машино
строения. В этих условиях необходима модернизация систем добы чи, переработки и транспорта УВ в Западной Сибири и Европей ской части России, формирование новых центров нефтяной, газо
вой, нефте- и газоперерабатывающей, нефте- и газахимической промышленностей в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, ос воение шельфов морей, диверсификация направлений поставок УВ внутри страны и на экспорт.
7
Кроме того, крупные корпорации размещают свои акции на
международных финансовых рынках, поэтому для роста капита
лизации они заинтересованы в формировании благоприятного имиджа,_ а это предполагает прозрачность финансовых потоков, использование современных технологий, социальное партнерст
во. В процессе освоения российскими нефтегазовыми компа
ниями зарубежных рынков происходит расширениеих участия в производственных, транспортных и сбытовых активах в других странах. Это способствует повышению экономического, а значит, и политического влияния России в мире. К основным недостаткам укрупнения следует отнести угрозу монополизации региональных рынков, снижение управляемости,
в ряде случаев
-
рост издержек. Иногда крупные компании для
повышения коммерческой эффективности собственного бизнеса
(Standard Oil, Enron,
«ЮКОС~ и другие) могут пренебрегать го
сударственными интересами, например при
«оптимиэацииj) на
логовых схем, лоббировании принятия некоторых законов и т.п. Поэтому эдесь необходимы: усиление государственного регули рования через контроль над лицензионными соглашениями, го
сударственный
аудит
и
научный
мониторинг
деятельности
ВИНК на предмет ее соответствия национальным интересам.
На завершающей стадии разработки, при освоении мелких и средних месторождений, месторождений с трудноизвлекаемыми
запасами более эффективна работа средних и малых компаний, использующих
инновационные
технологии,
имеющих
низкие
корпоративные издержки.
В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют восемь вертикально интегрированных нефтяных компаний, концерн «Газпромj) (в
т. ч. «Газпром нефть~) и более
150 сравнительно небольтих
ком
паний с российским, иностранным и смешанным капиталом. Крупнейшие российские вертикально интегрированные (тех нологически и организационно) нефтегазовые компании- «Газ
пром~ (включая ·~Газпром нефтьj) и
50%
«Славнефтиj) ), ~Рос
нефть).), «ЛУКОЙЛi,), «ТНК-ВР~ (включая 50% «Славнефтиj) ), «Сургутнефтегаз~.
«Татнефть).),
«Башнефть~.
«РуссНефть~.
обеспечивают свыше 90% добычи и 85% переработки нефти и 96% добычи газа в стране (рис. 1.3-1.5).
10
f.з. Экспорт
Таблица Экспорт нефти из России в
Сырая нефть (код ТН БЭД
2000-2009 rr. Средние экспортные цены,
2709)
Всего
в страны дальнего
зар)бежья
ветраны СНГ
в том числе:
Всего млн. тонн
млндолл.
млн. тонн
млн долл.
млн. тонн
в страны
МЛНДОЛЛ.
дальнего
зарубежья
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
......
~
144,4 164,5 189,5 228,0 260,3 252,5 248,4 258,6 243,1 247,5
25271,9 24990,3 29113,1 39679,0 59044,8 83438,0 102282,9 121502,8 161147,0 100593,2
127,5 140,8 156,5 190,7 220,3 214,4 211,2 221,3 204,9 211,0
-
22911,0 22020,4 25444,6 34693,7 51173,3 73825,8 90755,5 107418,0 142675,7 88650,9
- · - -
16,9 23,7 33,0 37,2 40,1 38,0 37,3 37,3 38,2 36,5
1
долларов за баррель
в том числе:
Годы
1.1
2360,9 23,9 2969,9 20,8 3668,5 21,0 4985,3 23,8 7871,4 31,0 9612,2 45,2 11527,5 56,3 14084,8 64,3 18471,2 90,7 11942,3 ~.55,6
24,6 21,4 22,2 24,9 31,8 47,1 58,8 66,4
-
95,3 57,5
1
в страны
снг
19,1 17,1 15,2 18,3 26,9 34,6 42,3 51,7 66,1 44,8
-"""
Таблица Экспорт нефтепродуктов из России в Нефтепродукты (код ТН ВЭД
2000-2009 rr. Средние экспортные цены, дол-
2710)
ларов за тонну
в том числе:
Всего
в страны дальнего
зарубежья
Год
ветраны СНГ
в том числе:
Всего млнтонн
MЛHДOJUJ.
млн тонн
млндолл.
млнтонн
в страны дальнего
млндолл.
зарубежья
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
62,6 63,3 75,5 77,7 82,4 97,1 103,5 112,3 118,1 124,5
10918,8 9374,5 11253,2 14060,0 19269,1 33806,5 44671,7 52227,6 79885,6 48144,9
59,0 60,8 72,9 ·74,2 78,3 93,2 97,7 105,5 107,8 115,5
10150,8 8831,7 10826,7 13420,1 18288,2 32376,1 41998,9 4905-1,1 72697,2 44781,6
3,5 2,5 2,6 3,5 4,1 3,9 5.8 6,8 10,3 9,0
1.2
768,0 542,8 426,5 639,9 980,9 1430,4 2672,8 3173,5 7188,4 ЗЗ63,3
174,5 148,0 149,1 181,0 233,8 348,3 431,6 465,2 676,5 386,8_
171,9 145,2 148,6 180,8 233,7 347,5 430,1 46-1,9 674,6 387,7
ветраны
снг
218,4 216,4 163,8 184,9 236,9 366,1 458,0 469,5 696,6 374,9
- - -
Таблица Экспорт природного газа из России в Природвый газ (код ТН ВЭД
2000-2009
271121) Средние экспортные
в том числе:
Год
Всего
в страны даль-
него зарубежья
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
....... (J1
1.3
гг.
ветраны СНГ
млрд куб. м
млн долл.
млрд куб. м
млрд куб. м
193,9 180,9 185,5 189,4 200,4 209,2 202,8 191,9 195,4 168,4
16644,1 17770 15897,3 19980,9 21853,2 31670,5 43806,2 44837,4 69107,1 41971,4
134 131,9 134,2 142 145,3 161,7 161,8 154,4 158,4 120,5
59,9 48,9 51,3 47,3 55,1 47,5 41 37,5 37 47,9
цены, долларов за mьtc. куб. м
85,84 98,25 85,69 105,51 109,05 151,36 216 233,66 353,69 249,27
1
1.4.
Международные цены на нефть и газ
Современная конъюнктура международных цен на нефть и
газ достаточно благоприятна для производителей; хотя абсолют ные
уровни
2008 года,
несколько
ниже
пиковых
значений
середины
текущие цены превосходят исторические максимумы
последнего десятилетия (табл.
1.4). Цены на газ менениями цен на нефть с лагом 9-12 месяцев.
следуют за из
В последние десятилетия в мире происходил опережающий
рост добычи и использования газа по сравнению с нефтью, при этом цена энергетической единицы газа в основном варьирова
лась в диапазоне
40-60%
от цены энергетической единицы неф
ти. В периоды значительного падения цен на нефть происходило
синхронное сближение стоимости энергетических единиц нефти и газа (в
1986 г.
до
85%)
с последующим падением цен на газ и
восстановлением соотношения.
Для повышения относительной стоимости энергетической
единицы газа потребуется принципиальное изменение техноло гий и технологических систем его транспортировки, хранения и
переработки. Россия, располагающая самыми крупными ресурсами и запа сами газа в мире, заинтересована в развитии технологий исполь
зования газа в качестве моторного топлива, глубокой переработ ки газа и газохимии.
Координация сбытовой политики и унификация принципов
ценообразования крупнейших экспорт~ров сетевого и сжижен ного
газа
по
долгосрочным
контрактам
и
на
рынке
спотовых
продаж позволит обеспечить стабилизацию цен на газ на обосно ванно высоком уровне.
16
Таблица Соотношение цен и потребление нефти и га3а в мире в
Показа-
Цены на нефть,
Цены на газ,
долл.jбарр.
долл./ ты с. куб.м
пр иве-
тель/ Год
1 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 ......
-...!
текущие
денные к
2 37 36 33 30 29 28 14 18 15 18 24 20 19 17 16 17
2010 3 102 90 78 67 61 58 30 37 29 33 41 33 31 27 24 26
пр иветекущие
4 56 65 64 59 108 110 105 74 68 60 81 91 79 73 64 68
денные к
2010 5 155 163 151 134 230 232 217 148 131 110 141 152 128 115 99 102 -
Потреблени е
нефти, млнт
6 3089 2911 2797 2760 2815 2793 2937 2948 3070 3104 3172 3162 3191 3190 3239 3283
1.4
1980-2010 гг.
Потреб-
Соотношение коли-
ление
чества потребления
газа,
газа и нефти по
млрд
энергетической
куб. м
ценности,%
7 1434 1457 1459 1465 1596 1649 1697 1780 1863 1923 1970 2002 2014 2057 2082 2119
8 41,8 45,1 47,0 47,8 51,1 53,2 52,1 54,4 54,7 55,8 56,0 57,0 56,9 58,1 57,9 58,1
Соотношение цены энергети-
ческой единицы
газа и нефти,%
9 23,1 27,5 29,5 30,3 57,0 60,6 110,9 61,2 69,4 50,1 52,0 69,2 62,2 65,3 61,6 60,8
1
OD
Продолжеиuе табл.
1 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
2 21 .19 13 18 29 24 25 29 38 55 65 72 97 65 73
3 30 27 18 25 38 32 32 36 46 63 73 79 102 67 73
4
70 76 65 52 93 119 99 126 131 171 249 256 362 270 310
5 102 109 94
72 125 155 126 155 157 198280 280 381 277 310
-
-
6 3379 3481 3545 3479 3612 3598 3574 3700 3865 3892 3909 3902 3930 3951 3994 -
7 2218 2222 2273 2331 2412 2477 2519 2615 2694 2778 2876 2945 3066 3112 --
.______]1~
в
L_
59,1 57,5 57,8 60,4 60,2 62,0 63,5 63,7 62,8 64,3 66,3 68,0 70,3 71,0 71,2
9 51,4 60,5 77,8 43,9 49,6
74,2 60,2 66,5 52,0 47,7 58,2 53,8 56,6 63,2 64,6
1.4
1.5.
Долгосрочные процессы в системе
нефтеrазообеспечения У стойчиность развития нефтяной и газовой промышленно
сти страны будет определяться рядом условий, связанных с осо бенностями ее современного состояния и развития, а также дол госрочными российскими и международными экономическими процессами.
Устойчивые процессы, которые будут влиять на функциони
рование и развитие нефтегазового комплекса России в ближай шие десятилетия, связаны с изменением географии добычи и трансформацией региональной структуры переработки и по требления УВ в России и в мире. Изменение географии добычи уrлеводородов в Росси:н определяется:
• появлением новых крупньiх Центров нефтяной и газовой промышленности на Востоке страны- в Восточной Сиби ри, включая Республику Саха (Якутия), шельфе Дальнего Востока (Охотское море, Западно-Камчатский сектор Ти хого океана);
•
развитием добычи нефти и газа на Севере Западно-Сибир ской нефтегазоносной провинции (НГП), прежде всего на
п-ве.Ямал, Обской и Тазqвской губах, Низовьях Енисея, шельфе арктических морей (Баренцево, Карское), в Тима но- Печорской НГП, российском секторе Каспийского моря;
•
снижением добычи в традиционных нефтегазовых районах Европейской части страны,
в первую очередь в
Волго
Уральской и Северакавказской НГП, ряде районов Запад
но-Сибирской
НГП,
главным
образом
на
территuрии
ХМАО и Томской области. Трансформация пространствеиной структуры переработки и использования УВ в России предполагает:
•
развитие существующих и формирование новых нефтепе
рерабатывающих,
газоперерабатывающих,
нефтехимиче
ских и газахимических мощностей, прежде всего в Запад
ной и Восточной Сибири (Новый Уренгnй, Балаганск, Са янск, Ангарск), а также вблизи центров добычи и экспорт-
19
ных терминалов (Приморск, Туапсе, Новороссийск, Козь
мино, Пригородное, бухта Елизарова, Владивосток);
•
повышение загрузки НПЗ и увеличение глубины перера ботки нефти, усиление конкуренции в Европе и АТР на сегменте нефтепродуктов конечного назначения, нефтехи мической и газахимической продукции со стороны стран
Ближнего Востока;
•
формирование
инфраструктуры
сжиженного
природного
газа (СПГ) -заводов по сжижению, терминалов по отгруз
ке, инфраструктуры по приему, хранению и регазификации, выход на международные рынки СПГ;
•
расширение и изменение структуры поставок нефтепродук тов на внутренний и международные рынки в направлении увеличения доли высококачественных продуктов конечного
назначения (бензина, дизельного топлива, авиакеросина) при снижении поставок мазутов;
•
продолжение газификации промышленности и коммуналь
но-бытовой сферы (прежде всего районов севера Запада, юга Западной Сибири, Восточной Сибири, Дальнего Восто ка), обеспечение извлечения всех ценных компонентов их природного и попутного газов на территории России.
Изменение структуры добычи углеводородов в мире включа ет в себя уже отмеченные процессы в НГК России, имеющие ме
ждународное значение: появление крупных нефтегазодобываю щих центров в восточных и северных районах России, на россий
ском шельфе Арктики. Будет происходить увеличение добычи
нефти и газа в Каспийском регионе, главным образом в казах станском секторе. Кроме того, ожидается рост добычи нефти и газа на Ближнем Востоке, в Северной и Западной Африке; про
должится падение добычи в Северном море, на континентальных месторождениях в США, в А ТР, в Латинской Америке. В части
изменения
географической
структуры спроса на
нефть и газ на мировых рынках произойдет стабилизация и по степенное снижение потребления нефти при умеренном росте исполюования газа в Европейском союзе, медленный рост по
требления нефти и стабилизация потребления газа в Северной Америке, быстрое увеличение потребления и импорта нефти и газа в странах АТР.
20
Литература к главе
1
Белонин М.Д., Буялов Н.И., Захаров Е.В. и др. Мt::тоды оценки
1.
перспектин нефтегазоносности
1 Под.
ред. Н.И. Буялова, В.Д. Налив
кина.- М.: Недра,
2.
1979.-358 с. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Нефтеrазоносные бассейны ми
ра.- М.: Недра,
3. и
1986.- С. 3-27, 160-225.
Дмитриевекий А.Н., Виноградов В.Н., Гаврилов В.П. Концепция
основные
направления
шельфа СССР.- М.,
4.
нефтегазовых
ресурсов
континентального
1990.-272 с.
Клещев КА., Мирончев Ю.П., Вассермаи Б.Я. и др. Количест
венный прогноз нефтегазоносности
нефти, газа и конденсата на
России (итоги оценки ресурсов
1 января 1993
N!! 4.- 1996.- С. 4-10. 5. Коржубаев А.Г. Закономерности
г.)
11
Геология нефти и га
за.-
глобального энергообеспечения
и нефтегазовая политика России 11 Э КО.
6. сии.-
7. зы
- 2005. - N!! 1О. -
2005.- N!! 10.-
С.
7-14. С.
81-88.
Коржубаев А.Г. Энергетическая безопасность и условия эффек
тивного развития ТЭК России
9.
140-150.
Нефть Рос
Коржубаев А.Г. Глобальное энергообеспечение: оценки и прогно
11 Нефтегазовая вертикаль. - 2006. - N!! 9-1 О. 8.
С.
11
Коржубаев А. Г. Куда идет мировая энергетика?
11 ЭКО.- 2006.- N!! 10.- С. 12-21.
Коржубаев А.Г. Методика прогноза энергопотребления на основе
ко вариационного анализа
процессов
1
Под ред. В.Н. Павлова, Л.К. Казанцевой.
ИЭОПП СО РАН,
10.
11 Анализ и прогнозирование экономических
2006.-
Коржубаев А.Г.
С.
-
Новосибирск:
105-144.
Нефтегазовый
комплекс
России
в условиях
трансформации международной системы энергообеспечения
1
Науч.
ред. А.Э. Канторович. -Новосибирск: ИНГГ СО РАН; Академическое изд-во «Гео»,
11.
2007. - 270 с.
Коржубаев А.Г. О стратегии взаимодействия Госсии со страна
ми АТР в нефтегазовой сфере. Проб11емы Дальнего Востока.
N2 2.- С. 64-78. 12. Коржубаев
А.Г.
Влияние
глобального
финансово-
экономического кризиса на нефтегазовый комплекс России экономика и социология.-
13.
2010.- N!! 2.-
С.
- 2010.-
1 1 Регион:
272-281.
Коржубаев А.Г., Лившиц В.Р., Эдер Л.В. Свойства современной
системы энергообеспечения в мире номических процессов
1 Отв.
восибирск: ИЭОПП СО РАН,
11
Методы анализа динамики эко
ред. В.Н. Павлов, Л.К. Казанцева.
-
Но
2001.- С. 124-147.
21
Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Эдер Л. Б. Нефтегазовый ком
14.
плекс России: перспектины сотрудничества с Азиатеко-Тихоокеанским
регионом.
116 с. 15.
-
Новосибирск: Издательство ИЭОПП СО РАН,
Коржубаев А.Г.,
Федотович Б.Г.
2009. -
Финансово-экономический
кризис
2008-2010 гг. и нефтегазовый комплекс России. // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2010. - N2 9. С.4-11.
16.
Коржубаев А.Г., Федотович Б.Г. Рецессия или смена мирового
экономического порядка?
17. Коржубаев А.Г., 2010.- N2 3.- С 37-45. 18. Коржубаев А.Г.,
11 ЭКО. - 2010.- N2 2.- С. 24-34.
Федотович В.Г.
Главный
шанс
1/ЭКО. -
Филимонова И.Б., ЭдерЛ.Б. Состояние и про
гноз рынков нефти, газа, nродуктов нефтехимии и гелия в А ТР Сибирь-2007. Т.
5.
1/ ГЕО
Недропользование. Новые направления и техноло
гии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископае
мых: сб. материалов междунар. научи. Конгресса. СГГА,
19.
2007.-
С.
- Новосибирск:
123-133.
Коржубаев А.Г., Филимонова И. Б., Эдер Л.В. Нефть и газ Рос
сии: состояние и перспектины
N2 7.- С. 51-59. . 20. Коржубаев
//
Нефтеrазовая вертикаль.
- 2007. -
А. Г., Филимонова И. Б., Эдер Л. В. Стратегия разви
XXI века /1 Oil&Gasjournal Russia. 2007.- N!! 4.- С. 33-41. 21. Кулешов Б.В. Экономика Сибири: состояние и персnектины 11 эка. -1998.- N!! з. -.с. tt-17. 22. Макаров А.А. Мировая энергетика и Евразийское энергетиче СJюе пространство.- М.: Энергоатомиздат, 1998.- 280 с. 23. Мастепанов А.М. Региональные и внешнеэкономические аспек ты энергетической политики России. М., 1999.- 231 с. 24. Методические рекомендации по оценке экономической эффек тИя нефтегазового комплекса России в первой половине
тивности инвестиционных проектов (вторая редакция)•, утверждены Постановлением Министерства экономики РФ, Министерства финан сов РФ и Государственного комитета по строительной, архитектурной и жилищной политике
25.
N!!
БК
477 от 21.06.1999 г.
Миловидов К.Н., Коржубаев А.Г., Эдер Л.Б. Нефтегазообеспе
чение глобальной .экономики: Учеб. пособие
1 Рос. гос. ун-т нефти и
за им. И.М. Губкина.- М.: ЦентрЛитНефтеГаз,
2006. -394
га
с.
26. Моделевекий М.: С. Ресурсы нефти и газа зарубежных стран // .N!! 8 . - С. 14-19.
Геология нефти и газа. ~~1976.-
22
27.
Моделевекий М.С., Поминов В.Ф. Классификация запасов неф
ти и газа в СССР и за рубежом// Ресурсы нефти и газа капиталистиче· ских и раэвивающихся стран.- Л.: Недра,
28.
тия российской экономики Т.
1977.-
С.
11-17.
Путин В.В. Минерально-сырьевые ресурсы в стратегии разви
//
Записки горного института.
- 1999. -
144.- N2 1.- С. 3-9.
23
Гnава2
НЕФТЕДОБЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РОССИИ
2.1. Долгосрочные тенденции Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в
1986-1988 rr. Тогда в стране добывалось более 625 млн т нефти и газового конденсата, что превышало 21% от общемирового пока зателя, в том числе в Российской Федерации - почти 570 млн т, или свыше 19% от мира (табл. 2.1, рис. 2.1). Таблица2.1 Добыча нефти с конденсатом в России и мире в СССР
(до
Мир в Год
1991 г.)/ СНГ (с 1991 r.)
РСФСР (до (с
1991 r.) /Россия 1991 r.) Западная
целом, млнт
1970-2010 rт.
млнт
доля в
всего,
доля в
мире,%
млнт
мире,%
Сибирь доля в
млнт
1970 1980 .1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
24
2355 3088 2792 3168 3278 3618 3603 3576 3701 3863 3897 3914 3938 3820 3755 3712
353 603 608 570 355 385 430 466 514 559 578 595 621
621 63~
659
15 19,5 21,8 18 10,8 10,6 11,9 13 13,9 14,5 14,8 15,2 15,8 16,3 17,0 17,8
285 547 542 516 307 323 349 380 421 459 470 480 491
488 414 504
12,1 17,7 19,4 16,3 9,4 8,9 9,7 10,6 11,4 11,9 12,1 12,3 12,5 12,8 13,2 13,6
31 311 382 376 208 220 237 264 298 326 333 335 338 332 323 317
России,%
10,9 56,8 70,5 72,8 67,9 68,0 67,8 69,5 70,8 71,0 70,9 69,8 68,8 68,0 65,3 62,9
100
_,,
800
500
·~
1
-Россия
...
.
300
,, /{_ ~~J
";
7
А
&200
/f ~----_ ....;:./
100
о
~\
/j_
t
1 1
'
//
--СССР. СНГ
~400 !
,.1 1
---- ~
§
м ~
Рис.
2.1.
~ ~
~ ~ ф
R~
~ ~ о Ш ~
~
1
~ ~ ~
~ ~ о ~ ~ -
; ~~ ~~ ~ ; ~ ~ ~~ ~! ! - ~ ~ - ~ ~- ~ -! - - ~
С
1989 г.
Добыча нефти в России в
~ ~
1897-2010 IТ.
происходило сначала постепенное, а с
1991 г. -об rr. добыча нефти в 300-307 млн т, или 8-9%
вальное снижение добычи. К концу 1990-х России стабилизировалась на уровне
от общемирового показателя. Основные причины падения добы чи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных ме
сторождений (Самотлор и др.), снижение внутреннего спроса и инвестиций.
В начале 2000-х гг., благодаря завершению формирования новых организационно-экономических условий работы отрасли, росту международных цен, массовому внедрению технологий
интенсификации добычи при увеличении инвестиций, в России происходило быстрое наращивание добычи нефти. Активное
применение методов интенсификации добычи (rидроразрыв, го ризонтальное бурение), особенно в
2000-2005 rr.,
в последую
щем стало приводить к замедлению роста добычи, а затем на ря
де месторождений
-
к ее обвальному падению.
Фундаментальными причинами замедления роста и падения добычи нефти стали: истощение сырьевой базы на_3Начительной части эксплуатируемых месторождений в традиционных районах
25
нефтедобь1чи (Западная Сибирь, Волга-Урал); смещение сроков
реализации проектов в новых районах добычи. В
2009-2010 гг.
в связи с началом реализации новых нефтега
зодобывающих проектов, прежде всего в Восточной Сибири, Ти~ мано- Печоре, на Сахалине, добыча нефти несколько возросла до
-
504 млн т. Транспорт нефти. В
2000-2010 гг.
быстрыми темпами раз
вивалась транспортная инфраструктура нефти: в течение не
скольких лет
(2000-2006
гг.) была сформирована альтернатив
ная транзиту через Прибалтику система прямых поставок на
рынки нефти Северо-Западной Европы
-
Балтийская трубопро
водная система (БТС); проведена модернизация участков систе
мы нефтепроводов АК ~транснефть5>, реконструкция портов в Новороссийске, Находке, Туапсе и др.; в апреле
строительство нефтепровода Восточная Сибирь (ВСТО), в декабре
2009
-
2006 г.
начато
Тихий океан
г. введена в эксплуатацию первая оче
редь нефтепровода ВСТО на участке ~тайшет-Сковородино~; пущен в эксплуатацию новый морской нефтяной порт на Даль нем Востоке
-
Козьмино. В настоящее время завершается строи
тельство транспортной системы БТС-2
( ~Унеча -
Усть-Луга5> );
ведется пробпая эксплуатация нефтепровода- отвода от вето на Китай ~сковородино- Дацин5>.
2.2.
Региональная структура
Главный центр нефтяной промышленности
бирь. Объем добычи нефти в
- Западная 322,8 млн т,
Си
2009 г. составил что 2,9% (табл. 2.2). Начиная с середины Сибири добывается 65-72% российской
ниже предыдущего года на 1980-х
rr.,
в Западной
нефти (табл.
2.3).
Ханты-Маисuйскuй автономный округ (ХМАО)
-
основной
нефтедобывающий регион Западной Сибири, здесь добывается
более вил
rr.
80% нефти макрорегиона. В 2009 г. этот показатель соста 270 млн т. Р~зкое падение добычи нефти в ХМАО в 1990-е
сменилось на устойчивый подъем, что связано с ростом инве
стиций, использованием современных технологий добычи угле водородов, а также вводом новых крупных месторождений, пре-
26
жде всего Приобского. В 2005 г. темп прироста добычи нефти в регионе возрос до 11,2%, однако после этого стал быстро сни жаться до
1,5% в 2007 г., что обусловлено началом
падения добы
чи нефти на боЛьшинстве крупных месторождений региона. Таблица2.2 Добыча нефти и конденсата в России в
2008-2009 гr.
по реmонам,
млнт
Регион Европейская часть Урал Поволжье
Северный Кавказ Тимано- Печора
Западная Сибирь ХМАО ЯНАО
Томская область Новосибирская область Омская область Юг Тюменской области Восточная Сибирь Красноярекий край
Иркутская область Республика Саха (Якутия) Дальний Восток
Сахалинская область Россия, всеrо
2009
2008 млнт
%
141,6 43,3 60 10,5 27,8 332,5 276,7 40,3 10,5 2,1 1,5 1,4 1,45 0,13 0,54 0,78 12,8 12,8 488,4
29,0 8,9 12,3 2,2 5,7 68,1 56,7 8,3 2,2 0,4 0,3 0,3 0,3 0,0 0,1 0,2 2,6 2,6 100,0
Источник: Инфо-ТЭК Консалт,
N!!1-12, 2009.
млнт
2009/2008,
%
148,5 30,1 45,3 9,2 61,9 12,5 9,7 2,0 31,6 6,4 322,8 65,3 270,4 54,7 ·35,3 7,1 2,1 10,6 2,1 0,4 1,5 0,3 2,9 0,6 1,5 7,49 3,4 0,7 1,59 0,3 0,5 2,5 15,4 3,1 15,4 3,1 494,2 100,0
% 4,9 4,7 3,2 -7,6 13,7 -2,9 -2,3 -12,4 1,0 0,0 0,0 107,1 416,6 2515,4 194,4 220,5 20,3 20,3 1,2
-
Министерство природных
ресурсов и экологии РФ
С
2008
г. в ХМАО происходит сниже)iие добычи нефти уско
ряющимся темпом. За последние два года снижение добычи в основном нефтедобывающем регионе России составило около
10 млн т.
Падение темпа прироста добычи нефти в
вило около
0,85%, а в 2009 г.
-уже
2008
г. соста
2,59%.
27
Таблица 2.3 Добыча нефти в Западной Сибири в
1970-2009 rr. *
по субъектам Федерации
Год/ Страна,
доля
млнт млнт
в регионе,
31,0 146,0 310,5 382,0 375,7 208,3 219,8 236,7 264,0 298,0 326,0 333,0 335,0 338,0 332,5 322,8
0,0 0,0 7,0 18,0 59,4 32,4 32,0 34,7 43,0 49,0 53,3 49,9 46,0 43,0 39,2 35,3
0,0 0,0 2,3 4,7 15,8 15,6 14,6 14,7 16,3 16,4 16,3 15,0 13,7 12,7 11,8 10,9
доля
ДОЛЯ В
млнт
регионе,
%
*
область
Всего,
регион
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Томская
ХМАО
ЯНАО
млнт
%
% 28,1 141,4 298,7 357,0 306,0 169,3 180,9 194,2 210,0 235,0 255,5 268,0 275,6 280,0 277,6 270,4
90,6 96,8 96,2 93,5 81,4 81,3 82,3 82,0 79,5 78,9 78,4 80,5 82,3 82,8 83,5 83,8
в регионе,
2,9 4,9 4,8 7,0 10,3 6,7 6,9 7,8 11,0 13,0 14,8 11,8 10,2 10,2 10,5 10,6
9,4 3,4 1,5 1,8 2,7 3,2 3,1 3,3 4,2 4,4 4,5 3,5 3,0 3,0 3,2 3,3
в последние годы ведется активная промьtшлен.ная добыча нефти на
юге Тюменской области, в Новосибирской и Омской областях, су.м.мар
ный обьем добычи в этих регионах составил в
2009 г. около 6,5 .млн т.
Относительно крупным новым проектом в ХМАО является
разработка Салымской группы месторождений (Западно-Салым ское,
Верхне-Салымское
и
Ваделыпское
месторождения).
В
2009 r. добыча нефти составила около 7,7 млн т, что на 20% пре вышает общий объем добычи в 2008 г. (более 6 млн т). Добыча на месторождениях вышла на пиконый уровень и в ближайшие 2-3 года стабилизцруется.
В Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО)- втором по объему добычи регионе Западной Сибири в ло извлечено около
28
35,3
2009
г. из недр бы
млн т нефти с конденсатом. Широкое
применение методов интенсификации воздействия на нефтя ные пласты привело в
2000-2004
гг. к увеличению {:Же годных
темпов прироста добычи нефти до
25%,
после чего при отсутст
вии введения в разработку новых крупных месторождений на чалось некоторое снижение этого показателя, а с
2005
г. идет
быстрое сокращение производства нефти. За последние
добыча нефти в ЯНАО сократилась на до
35 млн
т в
5 лет 44% с 53,3 млн т в 2004 г.
2009 г.
Кроме того, в Западной Сибири ведется крупномасштабная
добыча нефти в Томской области. После обвального падения в
2005--2006 гг. добыча нефти в области 10,2-10,6 млн т.
в
2007-2009 году стабили
зировалась на уровне
В последнее десятилетие введены в эксплуатацию. ряд место
рождений на юге Западной Сибири
-
в Омской и Новосибирской
областях, где добыча к настоящему времени выведена на ~полку~. Новым перспектинным районом нефтедобычи в Западной
Сибири является юг Тюменской области, где вводится в разра ботку группа Уватских месторождений. Последние годы относи
тельно небольшая добыча нефти в регионе велась на Кельчагин ском месторождении, но в феврале 2009 г. были введены в экс плуатацию
два
Тегусское. Б
новых
2008
месторождения
-Урненское
и
Усть
г. добыча нефти на этих месторождениях со
ставила около 2 млн т. В 2010 г. планируется добыть 4 млн т. Кроме того, будет введено в промышленную эксплуатацию Тям кинское месторождение.
Чуть более 30% российской нефти, или 148,5 млн т, было до быто в 2009 г. в Европейской части России, что на 4,9% нревы шает показатель Предыдущего года
(141,6 млн т). Основная часть (61,9 млн т), преж районах нефтедобычи - Рее · Башкортастан (11,4 млн т),
нефти в этом регионе добывается в Поволжье
де всего, в старых традиционных
лубликах Татарстан (32,9 млн т), Самарской области (11,8 млн т). Несмотря на значительный пе риод разработки месторождений в этих регионах и высокую изу ченность района в целом, в последние годы наблюдается не
большое увеличение добычи нефти (3-4% в год), что связано с применением передовых технологий извлечения нефти на ме
сторождениях с падающей добычей, вовлечением в разработку малых месторождений и высоковязких нефтей.
Вторым крупным нефтедобывающим районом Европейской
части является Урал, где в
45,3 млн
т, увеличившись на
2009 г. добыча составила около 4,7% по сравнению с 2008 г. Повол
жье и Урал входят в Волго-Уральскую нефтегазоносную про
винцию
-
одну из наиболее зрелых НГП в России. Несмотря на
это в Оренбургской области и Пермском крае, на которые прихо
дится основная часть добываемой нефти в районе, наблюдается прирост объема добычи соответственно
7,5
и
4%.
Наибольшая
часть добываемой нефти в Пер~ском крае извлечена из недр Ба тырбайского, Шагиртско- Гожанского, Москудьинского, Павлов
ского и Уньвинского месторождений. В Оренбургской области основные производственные мощности сосредоточены на терри
тории Бузулукского, Бугурусланского, Сорочинекого и Перво майского районов.
Одним из наиболее динамично развивающихся нефтегазо носных регионов в Европейской части России является Тимано
Печора, где добыча нефти в
2009
г. составила около
31,6
млн т.
Наиболее динамично здесь растет добыча нефти в Ненецком ав тономном округе. В
2009
личившиеЪ относительно связан
с
началом
г. этот показатель составил
2008
г. на
разработки
29%.
17,2%,
уве
Рост объемов добычи
~нарьянмарнефтегаз~
(~л У
КОЙЛ~) Южно-Хыльчуюского месторождения. В Восточной Сибири, включая Республику Саха (Якутия), в результате запуска в реверснам режиме участка вето, начи
ная с октября
2008 г. происходит быстрое наращивание 2009 г. введена в эксплуатацию первая
нефти. В декабре
добычи очередь
нефтепровода ВСТО на участке ~Тайшет-Сковородино~. В
здесь было добыто около
шает показатель
7,5
млн т, что более чем в
5 раз
2009 r. превы
2008 г.
В Восточно-Сибирском регионе добыча ведется в Краснояр ском крае, Иркутской области и Республике Саха (Якутия), рас положенных на территории Сибирской платформы, прежде всего Лен о-Тунгусской НГП.
В Красноярском крае основной прирост добычи нефти осу ществляется ~ванкорнефтью~ (НК ~Роснефть~) на Ванкореком
месторождении. В
3,388 млн т. 30
2009
г. добыча на месторождении составила
С момента начала промытленной добычи нефти на
месторождении (август жин увеличено с
48
до
2009 г.) количество добывающих сква 61, нагнетательных -с 40 до 44. Растущие
темпы добычи обеспечиваются за счет ввода в эксплуатацию но вых объектов подготовки нефти и газа, применения передовых методов повышения нефтеотдачи пластов, увеличения дейст
вующего фонда скважин. Планируется, что на «полке~ добыча нефти на месторождении составит не менее
25,5 млн т в
год.
В Иркутской области основные объемы нефти добываются компанией «ТНК-ВР~ на Верхнечанеком месторождении, кроме
того, относительно небольшое количество нефти добывается «Иркутской нефтяной компанией~ (ИНК) на группенебольших по запасам месторождениях.
В
1,181
2009
г.
«Верхнечонскнефтегаз~
млн т нефти, что на
30%
( «ТНК-ВР~)
добыло
выше ранее запланироrJанного.
Промышленная добыча нефти на Верхнечанеком нефтегазо конденсатном месторождении была начата в
2009
2008
г. На конец
г. на месторождении была пробурена и подготовлена к
эксплуатации
41
скважина, что на
больше, чем было уста
10%
новлено в плане.
По итогам года ИНК, владеющая нефтегазовыми активами на
севере Иркутской области, добыла
350
тыс. т нефти и газового
конденсата. Компания через дочерние структуры владеет лицен
зиями на добычу нефти и газа на Ярактинском, Марковском, Да ниловском, Аянском месторождениях, работает на нескольких углеводородных участках на севере Иркутской области. В
2010
г.
компания планирует строительство собственного 54-километро вого трубопровода ДО ВСТО, КОТОрЫЙ ПОЗВОЛИТ КОМПаНИИ В бу дущем поставлять до
ла около
3,4 млн т нефти на экспорт ежегодно. 2009 г. состави 2,5 млн т, увеличившиеЪ относительно 2008 г. более чем
в
Основной прирост добычи связан с началом разработки
В Республике Саха (Якутия) добыча нефти в
2 раза.
Талаканского месторождения. «Сургутнефтегаз~ в
на Талаканском месторождении около
2
2009
г. добыл
млн т нефти. Промыш
ленная эксплуатация Талакана началась в конце
пуском нефтепровода Восточная Сибирь
-
2008
года с за
Тихий океан в ре
версном режиме.
Нефтедобывающие предприятия Дальнего Востока (о. Са халин) в
2009 r. добыли 15,363 млн т, что на 2,435
миллиона тонн
31
больше уровня добычи
2008 г.
Увеличение добычи по сравнению
с прошлым годом связано в первую очередь с переходом проекта
~сахалин-2» на круглогодичную добычу и началом добычи газа и конденсата на Лунеком месторождении. Оператор проекта
~сахалин-2» -консорциум ~sakhalin Energy~ в прошлом году увеличил добычу на
4,0
млн т и добыл
оператор проекта ~Сахалин-1~ на шельфе Сахалина
8,2
млн т
5,4 млн т нефти. Б 2009 г. ~Exxon Neftegas Limited» добыл нефти, это на 1,45 млн т меньше
уровня 2008 г. ~РН-Сахалинморнефтегаз~ ведет добычу на суше. Б
2009
го
ду предприятие добыло
1,6 млн т нефти (1,764 миллиона тонн в 2008 г.). В 201 О г. на Сахалине добыто 15,98 млн т нефти, в том числе «Exxon Neftegas Limited~ -7,533 млн т, ~sakhalin Energy» 6,809 млн т.
2.3.
Орrанизацишmая структура
В условиях обострения борьбы за контроль над энергетиче скими ресурсами особую роль в экономических процессах при
обретают крупные хорошо управляемые компании, эффективная деятельность которых повышает конкурентоспособность России
в международном разделении труда. Укрупнение собственности и создание стратегических альянсов компаний позволяют опти мизировать
технологическую
и
пространствеиную
структуру
бизнеса, аккумулировать и привлекать крупные инвестиции в проекты освоения месторождений, особенно в новых регионах
(Восточная Сибирь, шельф), дает возможность более эффектив
но влиять на глобальную конъюнктуру. Кроме того, крупные корпорации размещают свои акции на международных финансовых рынках, поэтому для роста капита
лизации они заинтересованы в формировании благоприятного имиджа, а это предполагает прозрачность финансовых потоков, использование современных технологий, социальное партнерст
во. В процессе освоения российскими нефтегазовыми компа
ниями зарубежных рынков происходит расширение их участия в производственных, транспортных и сбытовых активах в других
32
странах. Это способствует повышению экономического, а значит, и политического влияния России в мире. К основным недостаткам укрупнения следует отнести угрозу монополизации региональных рынков, снижение У.Правл~емости,
в ряде случаев
рост издержек. Иноrда крупные компании для
-
повышения коммерческой эффективности собственного бизнеса
(Standard Oil, Enron, ~юкос~ и другие) моrут пренебрегать го сударственными интересами, например при ~оптимизации~ на
логовых схем, лоббировании припятил некоторых законов и т.п. Поэтому здесь необходимы: усиление государственного регули рования через контроль над лицензионными соглашениями, го
сударственный
аудит
и
научный
мониторинг
деятельности
ВИНК на предмет ее соответствия национальным интересам.
В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют семь вертикально
интегрированных
нефтяных
компаний,
концерн
~газпром»
(включая активы компании ~газпром нефть~). и более
140
срав
нительно небольтих компаний, которые представлены органи зациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, в
том числе в составе горно-металлургических (Норильский ни
кель, АЛРОСА) и других интегрированных компаний. Крупнейшие российские вертикально интегрированные (тех нологически и организационно) нефтегазовые компании
-
~газ
пром~ (включая ~газпром нефть~), ~Роснефть~. ~ЛУКОйл~. .>. Про
блемы, связанные с сокращением добычи нефти, на эксплуати руемых месторождениях вынуждают эти компании наращивать
объем бурения на новых объектах. Кроме того, «Роснефть» зна чительно увеличила объемы бурения на Ванкореком и Верхне
чанеком месторождениях в Восточной Сибири. Таблица2.7 Бурение нефтяных скважин в России в Компания С_урrутнефтегаз Роснефть
ЛУКОЙЛ Газnром нефть ТНК-ВР Халдинг
Славнефть Татнефть Башнефть Ру_ссНефть
Нефтяные компании, проходка всего Газnро м
НОВАТЭК Прочие производители
Опер_атоi>_ы СРП Россия, всеrо
2008-2009 гг.,
тыс. м
2009/2008,
2008
2009
Доля,%
3103,5 2471,2 3054,4 2066,5 1371,5 795,2 445,6 428,1 383,4
3662,1 2589,8 2351,9 2149,1 1331,7 760,2 380,5 250,0 175,2
26,1 18,4 16,7 15,3 9,5 5,4 2,7 1,8 1,2
118,0 104,8 77,0 104,0 97,1 95,6 85,4 58,4 45,7
14139,4
13658,6
97,2
96,6
66,6 51,0 547,9 68,1
48,5 43,2 264,1 27,5
0,3 0,3 1,9 0,2
14554,4
14045,0
100,0
69,6 84,8 48,2 40,4 94,2
%
В структуре добычи нефти в России по способам эксплуата ции скважин преобладает насосный способ, доля которого воз росла с
85-87%
в первой половине 90-х гг. до
половине первого десятилетия 2000-х
соба снизилась до
6,1%
(табл.
2.8).
rr.;
92-93%
во второй
доля фонтанного спо
В последние годы за счет при
менеимя методов интенсификации добычи и ввода ряда новых
крупных объектов в разработку (Приобское, Ванкорекое и др.) средний дебит увеличился почти до
11
т в сутки. Эксплуатацион
ный фонд скважин стабилизировался на уровне
152-162
тыс. шт.,
доля бездействующих скважин последовательно снижена с 20% и выше 1990-е rг.
42
16-16,4% в 2000-е rr.
Таблица2.8
Отдельные технико-экономические покаэатеJШ работы нефтяной промышлениости России
1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Показатель /Год
Добыча нефти по способам эксплуатации скважин,
%
87,2 89,6 90,1 90,6 91,3 92,6 0,9 1 3,6 1,5 1,3 1,3 8 7,6 6,5 9 8,5 8,4
насосный
компрессорный
!Фонтанный Среднесуточный дебит одной скважины, т
Эксплуатационный фонд скважин, тыс. шт.
Бездействующий фонд скважин,
93 0,8 6,2
93,4 92,2 0,8 0,7 5,6 7,1
93 92,8 92,9 0,8 0,9 1,0 6,2 6,3 6,1
7,5
7,5
7,7
8,3
9,4
10,1 10,3 10,3 10,2 1О, 1 10,6 10,7
143
151
156
155
152
153
151
162 157,1 158,4 152,4 154,5
29,4 27,8 27,6 29,9 30,3 30,6 24,5 23,2 25,8 25,5 24,5 25,1
тыс. шт.
У дельный вес бездействующего фонда,%
20,6 18,5 17,7 19,3 19,9
20
16,2 16,4 16,4 16,1 16,1 16,2
8,8 1,8
8,3 0,8
9,7 0,9
Объем бурения на нефть, млн м
10,2 1,4
эксплуатационного разведочного
Средняя глубина законченных эксплуатационным бурением скважин, м Проходка на одно долбление, м Уровень использования попутного
газа,% ,1::>.. ~
-
---
-
- - -
--
-
9,3 1,5
8,6 1
9,1 1
11,4 13,7 14,6 14,0 14,3 1,2 1,2 0,9 1,0 1
2237 2309 2256 2364 2370 2452 2526 2967 2637 2711 2720 2760 147
144
81
80 -
142 во L..---
155
163
75
78
~'---
181 76 '----
204
227
249
251
256
262
76
77
73
75
74
76
~~---
1
Объем эксплуатационного бурения енижался до ставив
2005 г. со· в 2008 г. до
8,3 млн м, после чего значительно увеличился 14-14,6 млн м, объем разведочного бурения варьировался в по следние годы в диапазоне 0,8-1,8 млн м в год. С 1995 г. произош
ло увеличение средней глубины законченных эксплуатационным бурением скважин с
2,2 ты с. м
до
2, 7-3 ты с.
м. В условиях роста
добычи нефти в 2000-х гг. произошло снижение уровня утилиза ции попутного нефтяного газа с
80-81% до 73-76%.
Литература к rлаве
2
Белонин М.Д., Назаров В.И. Нефтяная рента как ос»ова налого
1.
обложения в нефтедобывающей промышленности тал.-
2.
2004.- N!! 2.-
С.
Нефть и Капи
//
12-17.
Бушуев В.В., Ворапай Н.И., Мастепанов А.М. Энергетическая
безопасность России.- Новосибирск: Наука,
3. Дмитриевекий
1998. -301
с.
А.Н., Гаврилов В.Г., Шустер В.Л. Концепция и ос·
новные направления работ по освоению нефтегазовых ресурсов аркти ческого шельфа России ки.- м.,
4.
1939.-
с.
11
Геодинамика и нефтегазоносность Аркти
301-313.
Ермилов О.М., Миловидов К.Н., Чугунов Л.С., Ремизов В.В.
Стратегия развития нефтеrаэовых компаний.
5.
ником
6.
-
М.: Наука,
1998. - 623 с.
Изаров В.Т., Коржубаев А.Г. Восточная Сибирь: и кнутом, и пря
// Нефтегазовая вертикаль.- 2007.- N!! 12.-
С.
55-63.
Канторович А.Э., Каширцев В.А., Коржубаев А.Г., Сафронов А.Ф.
Принципиальные вопросы развития НГК Восточной Сибири и Дальне
го Востока
7.
11 Проблемы Дальнего Востока.- 2007.- N2 1.- С. 31-40.
Канторович А.Э., Коржубаев А.Г., Курчикав А.Р. На переломе.
Стратегия развития нефтяной промышленности России в первые деся тилетия
8.
XXI в./1 Нефть
России,
N2 4-5.- 2004.-
С.
3-21, 28-43.
Канторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л. В. ~покорение• Азии.
Какова должна быть позиция России в вопросе поставок природного газа в страны АТР?
20-24. 9. Коржубаев
1/ Нефть
России.
- 2008. - N2 1, N!! 2. -
С.
12-17;
А.Г. Некоторые закономерности формирования ми
ровых цен на нефть// ЭКО.-
2000.- N2 6.- С. 141-154. 10. Коржубаев А.Г. СостоЯние и перслективы развития системы
энерrообеспечения в Азиатско-Тихоокеанском регионе и усиление по зиций России
44
11
Методы анализа и моделирования динамики эконо-
мических процессов
Отв. ред. В.Н. Павлов, Л.К. Казанцева.
/
сибирск: ИЭОПП СО РАН,
11.
2002.-
С.
-
Ново
132-149.
Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Иностранные ин
состояние и перспектины 1/ Нефтегазовая вертикаль. 2007.- Ng 3.- С. 77-85. 12. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Нефтяная промышленность России: итоги 2009 г. //Минеральные ресурсы России //Экономика и управле ние.- 2010.- N!! 3.- С. 17-23. 13. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Состояние и перспектины основных вестиции:
мировых рынков нефти и рынка Восточной Сибири и Дальнего Восто ка (Рсссия: Пути повышения эффективности геолого-разведочных ра
бот на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия): Сб. Докл. Всерос. Науч.-практ.конф.
2006. - с. 300-302. 14. Коржубаев А.Г. Какими будут сии. - 2006. - N!! 5. С. 3-8. 15. Коржубаев А.Г. Нефтегазовый энергетике:
сов
перспектины
-
Новосибирск: СНИИГГиМС,
нефтяные цены?
//
Нефть Рос-
. комплt:кс России в глобальной
развития реализации национальных интере
// Нефтяное хозяйство. - 2008. - N!! 8. - С. 10-15. 16. Коржубаев А.Г. Нефтегазовый комплекс России
в условиях
трансформации международной системы энергообеспечения ред. А.Э. Канторович. изд-во
С> С>
С> С>
С> С>
2,8 8,3 7,2 3,4 3,9 -2,5
{Jаботке Мазут то-
55,3 52,2 48,4 50,3 54,2 57,2 58,4 56,7 59,4 62,4 63,9 64,4
л очный
iр.оля в пер-
-5,6 -7,3 3,9
вичной пере-
7,8 5,5
2,1 -2,9 4,8
5,1 2,4
0,8
работке Глубина пе-
ре работки
69 70,8 70,6 69,6 70,1 71,4 71,6 72 71,9 71,5 71,8
66
·нефти,%
Медленный рост глубины в
1999-2006,
а в
2007-2008 гг. -
некоторое снижение обусловлены как необходимостью затрат ных по времени и ресурсам комплексных мероприятий по мо
дернизации оборудования, так и отсутствием рыночной мотива
ции к повышению глубины переработки; состояние внутреннего рынка и особенности российского сегмента на международном рынке нефтепродуктов (мазут и дизельное топливо) не стимули руют изменения структуры выпуска.
В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, преж
де всего
-
мазута и дизельного топлива. В
2009 г. доля дизельно
го топлива в структуре производства нефтяных топлив и масел
составила около
(64,4 млн
37,7% (67 млн
т), мазута топочного
т), автомобильного бензина-
- 36%
20% (35,8 млн т), прочих
нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла сма зочные и др.)-
6,3% (11,2 млн т).
Производимый в России автомобильный бензин поставляет ся преимущественно на внутренний рынок, в то время как около
половины дизельного топлива и свыше
70%
мазута экспортиру
ются. Внутреннее коммерческое потребление (без учета техноло гических нужд и потерь на промыслах, НПЗ и в трубопроводах) нефтепродуктов в России в
56
2009 г. составило около 90 млн т.
От-
носительна низкое качество выпускаемого автомобильного бен зина не позволяет выйти на международные рынки конечных
продаж. Экспортируемые дизельное топливо и мазут поступают
в основном не на конечное потребление, а являются полупродук тами, которые в дальнейшем используются как сырье на НПЗ в странах -импортерах.
В
2000-е п. в нефтеперерабатывающей промышленности
России интенсивно происходили процессы централизации (ук рупнения за счет слияний и поглощений) и концентрации (ук рупнения за счет увеличения инвестиций и расширения произ
водства). В
2000-2009
п. среди нефтяных компаний наиболее
существенно объемы первичной переработки увеличились в «Роснефти• (более чем в
раза), в основном за счет присоедине
4
ния нефтеперерабатывающих заводов «ЮКОСа•. В
"'
!'>
0\..., Е::
!'>
::1
!'> (") о
..,
С-"
-
1>0
Е::
~
tii
...,
"d
-"'"'
'<
""
w
я
::0:
!=" Е::
~
:::::1 ~ о !'> ~ Q\(")'0
g;
о
о ('!)
..с 1:1:1 !'> :х: :1::1 '-'('!)!'>
'З::-8-:Х:
::. ..., ::s: :х:_:_~ ...,
:::::1
.........
"d"d ::s: 1>0 "d (") о
:х:
!'> ::1 !'>
8
Q ::s: ==~:х: :s:
'<
::s:
('!)
" '!'>"
(") о
1
tii
:х:
:::-:::
('!)'t:l -8-Р> ..., ...,
::s:
:::z:
о
(") ...,
t7' tJ:: о
~
~
::s:
0\
о (")
..с
С-"
('!)
:::::1
-е-
't:l
"d
...,
!'>
о
g;
!'>
:х:
...,
~
о
~
!'>
_;:;:
1>0
о
tii
Е::
('!)
:::z: ('!) :::z:
-е...,
...,
-......._
Q
~
:s:
::а
"'е; ~
(")
(") о
:х:
('!)
~ :х:
С-"
...,
~
t1'
::7
-:s:
я
Е::
~ :х:
...,
~ Q\ ~ ~
= = ~ =
~ о
s= о
J;;;t
о
(")
С%1
ti!
2,71
1741
643
469
2,02
931
462
1991
2,83
1814
641
166
1,42
565
399
1992
1,17
726
618
88
1,25
442
354
1993
0,44
266
607
-94
0,7
224
318
1994
= ] =
0,32
188
595
-125
0,59
182
307
1995
~ ~
0,3
180
601
-84
0,72
217
301
1996
0,69 0,47 0,35 0,77 0,86
572 591 591 584 581
0,82 0,77 0,82 0,91 0,86 0,68
260
306 303 305 323 348 380
1997 1998 1999 2000 2001 2002
0,9
560
595 620
-54 -71 -55 -28 -48 -120
252 232 250 295 300
0,86
394 280 209 450 500 514
-41
0,9
380
421
2003
g= g = =
0,92
582
634
-241
0,47
218
459
2004
а (") (")
1,03
660
641
-140
0,7
330
470
2005
= = =
0,85 0,96
560 630
656 653
-127 -106
0,74 0,78
353 385
480 491
2006 2007
.....
0,98
650
665
12
1,02
500
488
2008
1,00
580
582
126
1,26
620
494
0,74
7203
2009 19942009
9768
о
а
('!)
11'
а 1
11'
-1196
0,81
------
4998
6194
('!)
= ~
Q\ !'>
t
'<
:::; ('!)
а ~
а
~
..... ~
~
1
~
Q Q
~
~
~
~ ~
.>:: ~
~
......
88 ~CJ) :з:-8-
~~
Q :s::
~g ~
1:1:
:s::
0\
о ~
0\=·
!!:
~
:::1
8 "Со = У.,~ .1: ~
('\) "С~: :. ~~ iJ:s::= = == = =о n .е.~ ~'О· ('\)
о
1':1
)::;! -=
о
-1 tl'
:;: '<
8' ~ о
з 0\
'P~·.u.~.n Ванкорскоrq . в Краекрае (НК · ~Роснефть~ ). нефти в последние годы пjJоисходил за · ., доразвед'l(.u суще ствующих~ а не oт'l(.pi,iтuя. новых месmорождений, что обу
.; словило nовышение nоказа1-еля эффект~н(i~ти nо:иско:во-разве4()~IНОt() б енця( · '
•г• • ·• · · ~ .~~
.
работ, фина1{с
у
·.·
· ~~~()~~~~~~~~q~фrop~~~~§~iiЩx
epiu!Ьн'oroбi()~~~:f~;npЙpocfpeqyP,-
coв D, на шельфе составил 4200 млн т YYI}y!fa.eyшe -3000 мл:н т .•. УУВ. По сравнению с 200~ г~ эiи данныеjДi>Ш.
с
g
:r ID
о
~
1000
200!
500
, но и независимых производителей на разрабатываемых ими месторождениях в Надым- Пур-Т азовском регионе. В соот
ветствии с проектом предусмотрено строительство
406
км газо
проводов и трех компрессорных станций.
Строительство
1995 г.
газопровода СРТО
-
Торжок ведется
с
от Уренгойского месторождения в.Западной Сибири до г.
Торжок, где находится одна из узловых точек Единой системы
газоснабжения России. Газопровод станет важной частью дейст вующей в настоящее время многониточной газотранспортной
системы Уренгой-Надым-Переrребное-Ухта-Торжок и позво
лит увеличить мощности по поставкам газа ·потребителям Севе 7 ро-Заnадного региона России, а также обеспечит экспортные по ставки по газопроводу «Ямал провода составляет
20,5-28,5
2200
-
Евроnа•. Протяженность газо
км, проектная производительность
-
млрд куб. м в год на различных участках. Строительст
во всех объектов газопровода планируется завершить в
2011
г.
Крупнейший экспортный проект транспортировки· природно
го газа, реализуемый на Северо-Атлантическом навравлении •Северный поток•
(North Strearn).
Предполаrается строительст-
117
во газопровода через акваторию Балтийского моря от Выборга до побережья Германии в район г. Грайфенальда (прил.
13)
с соору
жением морских газопроводов-отводов для подачи газа потребите лям Финляндии, Швеции, Великобритании и других стран. Про тяженность сухопутного участка
- 568 км, морского - 1089 км, - 1067 мм; пропускпая способность - 55 млрд куб. м в год, ввод в эксплуатацию - 2010-2011 п., выход на проектную мощность - в 2013-2014 rr. Капитальные вложения- не менее 5,5 млрд евро. Основные риски связаны с решением технических и
диаметр
экологических вопросов при сооружении самого протяженного в мире подводного газопровода, включая подводные газопроводы
отводы. Реализация проекта позволит диверсифицировать мар
шруты экспорта российского газа, обеспечить прямой выход на общеевропейскую газовую сеть, повысить надежность и коммер
ческую эффективность сбыта. Для обеспечения поставок газа в газопровод ~северный по
ток~ и потребителям Северо-Западного региона России в настоя щее
время
ведется
строительство
Грязовец-Выборr (прил.
14).
магистрального
газопровода
Газопровод пройдет по территории
Вологодекой и Ленинградской областей. Протяженность газопро вода
- 917 км,
диаметр
- 1400 мм,
давление
- 9,8
МПа. Проектом
предусматривается строительство семи компрессорных станций
(КС), включая КС «Портовая>>, которая будет расположена на
российском побережье Балтийского моря в бухте Портовая ря дом с г. Выборг Ленинградской области. КС «Портовая~ станет уникальным объектом газотранспортной системы, по мощности и рабочему давлению не имеющим аналогов в России. Проект освоения UПтокмановского газоконденсатного ме стор.ождения
предполагает
организацию
поставок
природного
газа (трубопроводного и сжиженного- СПГ) на Атлантические рынки --в Северо-Западную Европу и США. Ш токмановское месторождение расположено в центральной части шельфа рос
сийского сектора Баренцева моря, на северо-востоке от Мурман
ска на расстоянии около
600 км. Глубина моря в этом районе ко
леблется от
м. Проект предусматривает ежегодный
320
объем добычи
до
340 около 70
млрд куб. м природного газа и
0,6
млн.
тонн газового конденсата. Первая фаза освоения месторождения
118
предусматривает добычу
23,7
млрд куб. м природного газа в год,
начало поставок по газопроводу в го газа
в
-
2014
г. Планируется строительство газопровода
Штокмановское месторождение ренцева моря) (около
(1,5 тыс.
Тернберка (побережье Ба
-
600 км) -
Мурманск-Санкт-Петербург
км), завода по сжижению природного газа и терминала
СПГ в Тернберке (прил.
15).
составят вода
2013 г., сжиженного природно
18-20 млрд долл., - 9,8 млрд долл.
Инвестиции в первую фазу проекта
в том числе в строительство газопро
Проект ~южный поток~
(South stream)
направлен на обес
печение прямых поставок российского природного газа в страны
Южной Европы. Предусматривается, что морской участок газо провода пройдет по дну Черного моря от компрессорной станции
~Береговая),) на российском побережье до побережья Болгарии (прил.
Общая протяженность черноморского участка соста
16).
вит около
900 км,
максимальная глубина
ров, проектная мощность
- более двух километ - 30 млрд куб. м в год. Для наземного
участка от Болгарии рассматриваются два возможных маршру
та
-
один на северо-запад, другой
-
на юга-запад. Первые по
ставки предполагается начать в 2013 г. Объем инвестиций 14 млрд долл. Для реализации проекта в январе 2008 г. была за регистрирована
Компания
специального
назначения
South
Учредителями компании на паритетной основе вы
Stream AG.
ступили ~газпром>> и
ENI.
В долгосрочной перспектине необходимо развитие инфра
структуры транспортировки конденсата и СПt по Северному морскому пути в Европу и Северную Америку. Это подразуме вает расширение ледокольного и танкерного флота, создание мощностей по сжижению газа, строительство наливных терми
налов на п-ве Ямал, Обской губе, а для транспорта углеводоро дов из восточной части ЯНАО и северо-западных районов Крас ноярского края
в низовьях Енисея, Диксоне. J Южное направление ·
-
Наиболее значимые газопроводные проекты на Южном на правлении
-
строительство Прикаспийского газопровода, мо
дернизация и расширение пропускной способности системы газопроводов ~средняя Азия- Центр•, и •Бухара- Урал•.
119
В мае
2007 г.
президентами РФ, Казахстана и Туркменистана
была подписана совместная декларация о строительстве При каспийского газопровода.
Предполагается создание дополни-:
тельных мощностей (до 20 м.тiрд куб. м. ежегодно) с целью транспортировки природного газа с месторождений Каспийского моря и других месторождений на территориях и акваториях
Туркменистана и Казахстана в Россию (прил.
17).
Предполагае
мый объем транспортируемого по Прикаспийскому газопроводу
газа будет составлять: до до
1О млрд куб. м
30 млрд куб. м в год из Туркменистана;
в год из Казахстана. В дальнейшем возможно
увеличение мощности Прикаспийского газопровода с учетом
развития своей сырьевой базы. Протяженность Прикаспийского газопровода составит около придется на территорию Казахстан.
1700 км, из которых более 500 км Туркменистана и около 1200 км - на
Строительство газопровода планируется начать в
2009 г. Реализация проекта на территории каждой из стран будет осуществляться организациями, уполномоченными на это ука
занцыми государствами
-
ОАО •Газпром•, ОАО •НК •КазМу
найГаз•, НХК •Туркменгаз•. Тихоокеанское направление
Для организац~;~и крупных поставок природного газа россий
ским потребителям и в страны АТР предполагается формирова ние системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строи
тельство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки СПГ и конденсата в пор
тах Хабаровского, Приморского краев, Сахалинской области. На первом этапе не интегрированные в восточно-сибирскую систему
газаобеспечения проекты поставок сетевого газа и СПГ с место рождений шельфа о-ва Сахалин должны обеспечивать газифика
цию Сахалинской области, Хабаровского и Примарекого краев, экспорт в страны АТР. Решение вопроса о конкретных маршрутах
прохождения
трасс газопроводов следует разделить на две составляющие.
1. Обоснование переговорной позиции по условиям поставок (ценам, объемам, срокам, гарантиям закупок и др.) и России в АТР.
120
2.
Подготовка программы практических действий, исходя из
реальных возможностей организации новых систем газообеспе чения.
С учетом высокой капиталаемкости газопроводных проектов и их жесткой привязки к конкретным потребителям при обосно вании переговорной позиции следует учитывать особенности
азиатского менталитета, в том числе при ведении бизнеса. Любая уступка рассматривается в Азии не как движение в направлении
решения вопроса, а как плацдарм для требования следующей ус
тупки. Поэтому необходимо однозначно заявить. что при форми ровании трасс трубопроводов приоритет будет отдан именно российским экономическим и геополитическим интересам и в
первую очередь будут построены газопроводы из Восточной Си
бири к ЕСГ. Это дает возможность выхода на гарантированные рынки сбыта. В дальнейшем по мере трансформации позиций Воеточно-Азиатских стран (прежде всего Китая и Кореи) в на
правлении обеспечения гарантированных закупок нефти и газа по обоснованно высоким ценам возможно строительство трубо проводов в эти страны. Цены поставок газа должны находиться в диапазоне между ценой европейского рынка сетевого газа и це
ной СПГ в АТР с учетом затрат на регазификацию.
При обосновании планов реальных действий на Востоке Рос сии важно учесть четыре группы факторов:
(2)
экономические,
( 1)
социальные,
(3) геополитические, (4) экологические.
Социальный эффект б удет заключаться в газификации насе ленных пунктов и промытленных предприятий российских вос
точных территорий, создании дополнительных рабочих мест при строительстве и эксплуатации систем транспортировки газа, не
допущении кризиса в работе угольных предприятий региона в
результате перевода части угольных ТЭС на газовое топливо. Экономические условия будут определяться капиталаемко стью
проектов,
возможностью
подключения
существующих
и
прогнозируемых к открытию месторождений, условиями сбыта. Геополитические интересы России заключаются в макси
мальном использовании российской территории и инфраструк
туры при транспортировке газа, обесnечении безопасности внут реннего рынка, независимого выхода на международные рынки.
121
Экологический эффект будет заключаться в улучшении эко логической обстановки в результате газификации и появлении новых рисков, связанных со строительством и эксплуатацией га
зопроводов. В этих условиях для обеспечения реализации соци альных, экономических, геополитических и экологических инте
ресов России целесообразно:
( 1)
создание единых транспортных
коридоров для нефти, газа, конденсата,
(2)
обеспечение приори
тетиости поставок российским потребителям,
(3)
наличие аль
тернативных каналов выхода на внешний рынок при организа ции экспортных поставок.
Газопроводы. Первоочередной проект по транспортировке газа
на Востоке России Владивосток~. До тельства
- строительство газопровода ~Хабаровск 2015 г. должен быть реализован проект строи
газопровода
~ Чиканекое
месторождение-Саянск
Ангарск- Иркутск~. В систему целесообразно подключение Ко
выктинского, Ангаро-Ленского и Левобережного месторождений. В
2013-2016 rr.
для диверсификации поставок газа в Восточ
ной Сибири, оптимизации работы Единой системы газоснабже ния (ЕСГ) России и соединения ее с Восточно-Сибирским
u
Дальневосточным центрами газадобычи целесообразно строи тельство
магистрального
газопровода
~саянск-Проскоково~.
Одновременно необходимо строительство газопровода ~чаян динское-Хабаровск~ и расширение системы ~Хабаровск-Влади восток~. После того как с газотранспортной инфраструктурой
Дальнего Востока будет соединен Якутский центр газадобычи целесообразно
строительство
Чаяндинское~
(2016-2018 гг.).
газопровода
~ковыктинское
-
Предполагается, что ответвление в Китай от системы ~вос
точная Сибирь-Дальний Восток~ может быть создано в районе Сковородино, Благовещенска, Дальнереченска; в Корею
-
по
подводному газопроводу Владивосток-Каннын-Сеул. Целесо
образно рассмотреть возможность строительства завода по сжи жению газа и терминала СПГ во Владивостоке. Для развития газового потенциала Красноярского края пред
полагается строительство газопровода ~Юрубчено-Тохомское Богучаны-Нижняя Пойма~ и подключение к газопроводу ~са янск-Проскоково~
122
(2014-2016 rr.).
В
2015-2017
г. к системе
может быть подключен газопровод , 2007.-270 с. 10. Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Эдер Л.В. Нефrегазовый ком плекс России: перспектины сотрудничества с Азиатско-Тихоокеанским
125
регионом.
- Новосибирск: Издательство ИЭОПП СО РАН, 2009. 116 с. 11. Миловидов К.Н., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Нефтегазообеспе
чение глобальной экономики: Учеб. пособие
1 Рос. гос. ун-т нефти и га
за им. И.М. Губкина.- М.: ЦентрЛитНефтеГаз, и газа
2006.-394 с.
Отт В.И., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Векторы транспорта нефти
12.
11 Нефтегазовая вертикаль.- 2004.- N2 14.- С. 25-31. Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке
13.
единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с уче том возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиат еко-Тихоокеанского региона» (утверждена Приказом Министра про мытленности и энергетики РФ от
структура востока России с.
47-54. 15. Суслов
г.
N!! 340).
С.
16.
11 Нефтегазовая
вертикаль.
- 2005. - N2 7. -
В.И., Коржубаев А.Г., Малов В.Ю. Транспорт Сибири:
проблемы и перспективы
N2 3.-
03.09.2007
Суслов В.И., Елгин В.В., Коржубаев А.Г. Транспортная инфра
14.
11 Регион: экономика и социология. - 2004. -
119-137.
Суслов В.И., Коржубаев А.Г. Энергетические транспортные пу
ти и транспортная инфраструктура в Сибири и на Дальнем Востоке ЭКО.-
17.
2005.- N2 8.-
С.
11
51-62.
Суслов В.И., Коржубаев А.Г. Развитие транспортных путей и
транспортной инфраструктуры энергетики Сибири
11
Проблемы раз
вития российской энергетики: Материалы научной сессии Сибирского
отделения РАН, г. Новосибирск, тельство СО РАН,
18.
2005.
С.
24 17-36.
февр.
2005 г.-
Новосибирск: Изда
Энергетическая стратегия России на период до
2020
г.
-
М.: ГУ
ИЭС,2003.
19. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. - М.: ГУ 2010. 20. Эдер Л.В. Европейский рынок нефти. Стратегии России 1 Но восибирск: ГЕО, 2007.- 126 с. ИЭС,
126
Глава
9
ИНОСТРАННЫЕ ИНВЕСТИ~ИИ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ РОССИИ
9.1.
Инвестиционный климат
Иностранные инвестиции играют значительную роль в фи
нансовом обеспечении и технологическом развитии нефтяной промышленности России. Значительная часть реализуемых в от расли инвестиционных проектов финансируется за счет ино
странных кредитов. Ежегодный объем зарубежных инвестиций в
нсфтегазовый сектор составляет от
6
до
16 млрд
долл., при этом
высокю':'r диапазон годовых колебаний определяется сделками по покупке пакстов акций российских ВИНК, реализацией круп ных просктов, условиями кредитования, в том числе в результате
влияния глобальных экономических процессов (например, фи нансово-экономического кризиса
2008-2010 гг.). Основной объем - около 70% - иностранных инвестиций по
ступает из Люксембурга, Нидерландов, Киnра, Великобритании, Германии, Китая. Российские компании при взаимодействии с иностранными партнерами заинтересованы в привлечении инвестиций и техно
Jюгий, возможности выхода на зарубежные рынки. Интересы иностранных инвесторов при участии в российских нефтегазо
вых проектах
- получение доступа к ресурсной базе и орrаниза-
1\ИЯ экспортных поставок.
В ряде случаев происходит обмен нефтегазовыми активами,
как правило,
upstream в России обменивается на downstream в
странах-реципиентах энергоносителей, что позволяет оптимизи
ровать структуру размещения производительных сил по добыче, транспортировке и переработке нефти, нефтепродуктов и газа.
Российское правительство стремится обеспечить националь ную безопасность страны через контроль над стратегическими
месторождениями и транспортной инфраструктурой, социально-
127
экономическое развитие ресурсных и транзитных территорий,
высокие налоговые и таможенные поступления в бюджет. Трансформация российского законодательства в направле-
. нии
ужесточения государственного контроля над деятельностью
иностранного бизнеса в нефтегазовом комплексе, введение ряда дополнительных ограничений по работе иностранцев на шельфе и освоению крупных месторождений привела к ухудшению ин
вестиционного климата в отрасли и оттоку капитала. Это стало одной из причин спада активности в сфере лицензирования уча
стков недр
201 О гг.
-
свыше
70%
аукционов, запланированных в
2009-
признаны несостоявшимися ввиду отсутствия претен
дентов. Сумма разовых платежей за выданные лицензии сокра тилась в
Для
201 О
г. почти в
1О раз
по сравнению с
2007
г.
обеспечения долгосрочного развития нефтегазового
комплекса России целесообразно привлечение иностранных инвестиций и технологий при реализации крупномасштабных капиталаемких проектов в новых нефтегазодобывающих рай онах- в Восточной Сибири, шельфе дальневосточных и аркти ческих морей. В традиционных районах добычи необходимо стимулирование деятельности
малых,
в том числе венчурных,
компаний, использующих передовые отечественные и зарубеж ные технологии.
Добыча нефти иностранными инвесторами В
2009 г. из 494 млн т нефти (с конденсатом), добытой в Рос сии, 89,9 млн т или 18% приходилось на иностранных инвесторов (без учета зарубежных кредитов) (табл. 9.1). Основная часть нефти (около 73%), относимой на иностранный капитал, была получена за счет участия иностранцев в акционерном капитале
российских ВИНК.
Общий объем добычи нефти вертикально интегри,Рованными компаниями в России, включая Группу ~газпром~. составил
около 453 млн т. В структуре Добычи нефти ВИНК на долю ино странного капитала пришлось около 14%, или 65 млн т. Малые компаниlif добыли порядка 26 млн т, из которых более полоnины (54%, или 14 млн т) приходится на иностранный капи-
128
тал. В структуре добычи нефти иностранными инвесторами до ля, приходящаяся на малые компании, составляет около
15%.
Таблица9.1
Добыча нефти в России, приходящаяся на иностранный и российский капитал, млн т
Добыча с уча-
Добыча с
Доля в до-
стием ино-
участием рос-
быче, при-
странного ка-
сийского ка-
ходяща.яся
питала
питала
Добыча Показатель
всего, млнт
ВИНК и газовые компании
%
на ино-
странный
млнт
%
МЛНТ
453,5
65,7
73,1
387,8
95,9
14,5
441,9
59,8
66,6
382
94,4
13,5
11,6
5,8
6,5
5,8
1,5
50,0
14,8
10,1 14,1 89,9
11,2 15,7 100
4,7 11,8 404,4
1,2 2,9 100
68,2 54,2 18,2
капитал,%
прямое участие в акционерном ка-
питалеВИНК опосредованное участие в акционерном капитале контролируемых
ВИНК компаний СРП
Малые компании Всего
26
494,2
В минувшем году операторами СРП было извлечено из недр около
14 млн
т нефти, из которых основная часть приходится на
иностранных инвесторов
(68%,
или
10 млн
т). Однако в структу
ре добычи нефти, приходящейся на иностранный капитал, доля
проектов, разрабатываемых на условии соглашения о разделе продукции, занимает только
11%.
Основная часть добычи нефти за счет иностранных инвести
ций
приходится
на
долевое
участие
British
Petroleum (США/Великобритания) в 4:ТНК-ВР_. и ~славнефти~ и ConocoPhillips (США) в ~ЛУКОЙЛе~, E.ON Rurhrgas GPD GmbH ( ~Германия•) в ~газпроме•, а также на проекты ~сахалин-1~ и •Сахалин-2•, реализуемые в рамках соглашений о разделе про-
129
дукции (СРП). Среди малых нефтяных компаний, частично либо
полностью контролируемых иностранцами, наибольший объем добычи приходится на Салым Петролеум Девелапмент Н.Б. с
участием
Royal Dutch Shell plc. (Нидерланды/Великобритания).
Всего в нефтедобывающем секторе России работают более трех десятков иностранных компаний. Помимо БР и
ConocoPhillips, реализацией нефтегазовых проектов в России занима ются Exxon (США), Total (Франция), ENI (Италия), ONGC Videsh (Индия),JОGМЕС (Япония), KNOC (Корея) и др. Китайская нефтехимическая корпорация - Sinopec совместно с ~Роснефтью~ участвует в капитале действующего нефтедобы
вающего предприятия ~Удмуртнефть~
(49%)
и в проекте ~саха
лин-З~по проведению геологоразведочных работ и освоению
перспектинного Бенинского блока нальная нефтегазовая корпорация
(25, 1% ). - CNPC
Китайская нацио совместно с ~Рос
нефтью~ участвует в проведении геологоразведочных работ на двух лицензионных участках в Иркутской области (компания ~восток Энерджи~ ).
9.2. Объем и географическая структура иностранных инвестиций
Б
2009
г. в добычу сырой нефти и природного газа поступило
6,1 млрд долл. (табл. 9.2), что составляет около 61,9% суммарных инвестиций в добычу полезных ископаемых всего и около 7,4% всех иностранных инвестиций в РФ.
Значительное сокращение иностранных инвестиций в нефте газовый сектор в
2009 г.
во многом объясняется мировым финан
сово-экономическим кризисом, способствовавшим ухудшению
условий кредитования, замедлению реализации ряда крупных проектов, отсутствию крупных сделок по продаже активов. Одна из причин снижения инвестиционной активности в части вхож
- принятие 29.04.2008 Федерального закона ~о стратегических инвестици
дения иностранцев в крупные нефтегазовые активы
ях~. который в значительной степени затруднил участие ино странных инвесторов в нефтеrазовом бизнесе в России.
130
Таблица9.2 Иностранные инвестиции в добычу полезных ископаемых в России,
в т .ч. добычу нефти и rаза, млн долл.
2006 2007 2008 2009 55109 120941 103769 81927 9152 17393 12396 9787
Годы
Иностраннъ1е инвестиции, всеrо
Добыча полезных ископаемых Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых
Добыча сырой нефти и природного газа; предоставление услуг в этих областях
7772
15860
9868
6303
7633
15676
8512
6066
7525
3421
7430
5554
Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа; извлечение фракций из
нефтяного (попутного) газа
Тем не менее интерес к инвестированию в добычу топливно энергетических полезных ископаемых у иностранных инвесто
ров сохранился. В
2009-2010 rr.
в Комиссию по контролю за
осуществлением иностранных инвестиций свыше
50 зарубежных
компаний подали заявки на приобретение предприятий нефтега зового профиля. В
2009
г. по географической структуре поступления ино
странных инвестиций в российскую экономику, в том числе в
добычу нефти и газа, сохранили свои позиции в качестве круп
ных экспортеров капитала Люксембург, Нидерланды, Кипр, Ве
ликобритания, Германия (табл.
9.3).
Новым крупным иностранным инвестором в Россию стал Китай
в течение
рос с
до
0,4
9,7
2009
г. объем инвестиций из этой страны воз
млрд долл. Это связано прежде всего с кредитова
нием проектов формирования транспортной и доб~шающей ин фраструктуры углеводородов (УВ), участием в проектах прове
дения геологоразведочных работ (ГРР) в Босточной Сибири и на Дальнем Востоке. В
первую десятку
крупнейших
инвесторов
входят также
Швейцария, Япония, Франция и Виргинские острова.
На долю десяти стран, крупнейших по объему инвестиций в Россию, приходится
80%
общего объема иностранных инвести
ций, что отражает высокую концентрацию поступающих средств.
131
Таблица9.3 ГеоrJ>афическая структура иностранных инвестиций
в эконоМИJ(у России, млн долл.
·
2008
Страна
Люксембург Нидерланды Китай Кипр Германия
Великобритания Швейцария Япония
Франция Виргипские острова Прочие Всего
7073 14542 402 19857 10715 14940 3062 864 6157 3529 22628 103769
2009 11723 11640 9757 8286 7366 6421 3586 3020 2491 1792 15845 81927
Доля,
%
14,3 14,2 11,9 10,1 9,0 7,8 4,4 3,7 3,0 2,2 19,3 100
Вложения из Кипра, Люксембурга,
Накопленная
доля,%
14 29 40 51 60 67 72 75 78 81 100
Прирост
2009/2008 гг., % 66 -20 2327 -58 -31 -57 17 250 -60 -49 -30,0 -19
Виргинских островов
осуществляются по большей части структурами российского бизнеса за счет ранее выведенных из России финансовых ресур сов. От
30
до
40%
иностранных инвесторов представляют собой
аффилированные компании российских предпринимателей.
9 .3.
Основные формы участия иностраююго капитала в нефтегаэовом комплексе России
В современных условиях можно выделить следующие наибо лее распространенные схемы вхождения иностранного капитала
в нефтеrазовый бизнес России.
1.Покупка пакета акций крупной российской вертикально интегрированной нефтяной компании либо совместное финан сирование деятельности (участие в капитале и управлении) од ного из дочерних подразделений В ИНК.
2.
Создание СП и консорциумов с российскими предпри
ятиями.
132
3. Вхождение в нефтегазовые проекты на условиях СРП. 4. Покупка либо регистрация на территории РФ небольтих нефтяных компаний, финансирование их деятельности.
5. Участие в подрядных работах и заключение сервисных контрактов.
6. Квазииностранные инвестиции: регистрация российскими предпринимателями компаний за рубежом, прежде всего в офф шорных зонах или в странах с либеральным налоговым режимом. Покупка пакета а1Сций российс"их вертикально интеzрированных ко.мпаний
Как правило, такие сделки затрагивают стратегические эконо. мические и политические интересы страны, поэтому переговоры
ведутся на уровне правительств. Наличие политической поддерж ки руководством стран компаний-партнеров является сущест
венным фактором безопасности бизнеса. В этом случае, еще до на чала
корпоративных
переговоров,
заключение межправительст
венных соглашений о сотрудничестве в нефтегазовой сфере.
Важным элементом по обеспечению защиты интересов ино странных инвесторов является соrлаоование структуры топ-ме
неджмента объединенной компании. Возможно создание ~шах
матной структуры управления~. которая, например, была реали зована в ~тнК-ВР>.>. В этом случае происходит дублирование функцианала со стороны российских и иностранных инвесторов.
Другой вариант
-
разграничение функций управления по функ
циональным службам, как это реализовано в НК ~ЛУКОЙЛ>.> ). Практикуется также включение в члены совета директоров ком паний известных политиков и функционеров, имеющих значи
тельный вес в международномсообществе (реализовано в ~тнк
ВР>.> ), а также известных ученых и бизнесменов (было реализо вано в
.. ЮКОСе>.> ).
Основные реализованные сделки вхождения иностранных
компаний в НГК России через покупку пакетов акций ВИНК
(табл.
9.4): • British Petroleum в «ТНК-ВР• -50% (соо'ГВЕ'тственно в ~слав нефти).), на половину контролируемой «ТНК-ВР>.>- 25%); • ConocoPhillips в ~лУКОЙЛ•-20,6%; • E.ON Rurhrgas GPD GrnbH в 4Газпроме• -2,5% (соответст венно в «Газпром нефти).), ~славнефти)•.
133
с..з
""'
Таблица9.4
Участие иностраiПIЫХ компаний в капитале вертикально и~nеrрироваm•ых нефтеrаэовых компаiПIЙ России
Акционеры
Brirsh
Компания в России
Структура собственно-
Страна-
сти, доля иностранного
иностранный
инвестора
инвестор
США/
ТНК-ВР
50%j50%
~славнефть•
25%/25%/50%
ConocoPhillips E.ON Rurhrgas GPD GmbH
~ЛУКОЙЛ• ~газпром•
E.ON Rurhrgas GPD GmbH
«Газпром
(72,6%
владеет «Газ-
нефтЬ»
пром•,
E.ON владеет
PetroleumjТH К
1
и газового конденсата в
2009
г., тыс. т
странныи капи-
тал в
2009
году,
тыс. т
70237
35118
США/ Великобритания
18894
4723
20,6%
США
92176
18988
2,5%
Германия
12032
301
Германия
29912
545
Германия
18894
170
242145
59846
Великоб_Е_итания
Brirsh PetroleumjТHK/
Добыча нефти Добыча ~а ино-
•Газпром нефтм
1,815%
2,5% ~газпром•) 0,9075% (50% владеет E.ON Rurhrgas GPD GmbH
«Газпром нефтЬ», кота-
~слав нефтЬ»
рой владеет на ДОЛЯ
ИТОГО По ВИНК
72,6%
~газпром>>, в котором
E.ON 2,5%)
British Petroleum (контролирует 50% •ТНК-ВР•) Компания была создана в 2003 г. на паритетных началах аме рикано-британской British Petroleum и консорциумом AAR в со ставе ~Апьфа-групп~.
Access Industries
и
Renova
через покупку
50% российской ~тюменской нефтяной компанией~ (ТНК) за 6,57 млрд долл. В результате соглашения был создан холдинг с головной компанией ТNК-ВР Limited, зарегистрированной на Британских Виргинских островах.
AAR
внесла в новый холдинг свои пакеты акций в нефтяных
компаниях
ТNК
International,
~оНАКО>>,
~сидлнко~
и
«Славнефть~. доли в ~РУСИА Петролеум~ (владелец лицензии на разработку Кавыктинекого газаконденсатнаго месторождения в Иркутской области), газодобывающем предприятии ~Роспан Интернешнл~ в Западной Сибири (ведет разработку Ново-Урен гойского и Восточно-Уренгойского месторождений в ЯНАО). Вкладом ВР стала доля в акционерном капитале компаний
~сидАНКО!>, ~РУСИА Петролеум~ и пакет акций московской сети автозаправочных станций. Б январе
2004 г.,
ВР и
AAR
за
ключили договор о включении 50%-ной доли ~тнк~ в компании
~славнефть!> в ~тнК-ВР~. В качестве дополнения к передавае мым активам ВР внесла денежные средства и последующие вы
платы собственными акциями. В
2009
г. добыча нефти ТНК-ВР составила
70
млн т нефти, в
том числе доля иностранного партнера ВР составила свыше
35 млн
т нефти, кроме того, добыча, относящ:iяся на иностран
ный капитал в ~славнефти~. превысила
4,7 млн т.
В связи со значительными расходами, связанными с ликви
дацией аварии на нефтяной платформе в Мексиканском заливе, ВР рассматривает возможность продажи своих активов по всему миру. Будут проданы активы компании в Венесуэле, Пакистане,
Египте, Вьетнаме и США. ~тнК-ВР~ -одна из наиболее ~ысоко эффективных компаний с участием ВР, которая не только гене
рирует прибыль, но может участвовать в покупке других активов ВР для оказания финансовой поддержки головной компании.
135
ConocoPhillips (контролирует 20,6% НК •ЛУКОЙЛ•) ConocoPhillips
работает в России с
стировала в российскую экономику
них
7,5
11
1990
г., и с тех пор инве
миллиардов долларов. Из
миллиарда были потрачены на покупку акций ~л у
кайла)>. В сентябре
ConocoPhillips приобрела на аукционе принадлежащие государству 7,59% обыкновенных акций ~ЛУ КОЙЛа~ за 1,98 млрд долл. ConocoPhillips и ~ЛУКОЙЛ~ объяв ляют о создании стратегического альянса. К концу 1 квартала 2005 г. доля ConocoPhillips в ~лУКОЙЛе~ составила 11,3%, к концу 1 полугодия -12,6%, на конец III квартала -14,8%, к концу IV - 16,1%. В дальнейшем за счет покупок на открытом рынке доля ConocoPhillips в акционерном капитале ~лУКОЙЛа•_ была доведена 20,6%. В 2009 г. добыча нефти ~ЛУКОЙЛа~ превысила 92 млн т нефти, в том числе доля иностранного партнера ConocoPhillips составила около 19 млн т нефти. Основные причины продажи ConocoPhillips части акций 2004
г.
-«ЛУКОЙЛа~:
• ухудшение инвестиционного климата в · связи с ограничениями работы частных
НГК, в том числе в
компаний на шель
фе и участия иностранных компаний в освоении крупных месторождений;
•
отсутствие достаточных возможностей по наращиванию и
удешевлению добычи и маркетинга нефти и газа, в том чис ле в результате высокого налогового бремени и исчерпания сырьевой базы в традиционных районах;
•
стремление единовременно
получить за актив значитель
ные финансовые средства, для преодоления негативных по
-следствий глобального финансово-экономического кризиса; • негативная оценка руководством ConocoPhillips перспектин _увеличения рыночной капитализации ~ЛУКОЙЛа•. ~ЛУКОЙЛ~ принял решение полностью выкупить пакет собственных акций, принадлежащих
ConocoPhillips.
Через свою
~дочку~ LUKOIL Finance Ltd ~ЛУКОЙЛ~ подписал договор с финансовой структурой
64,6 136
ConocoPhillips о приобретении у нее (7 ,6% капитала).
млн собственных обыкновенных акций
Сумма сделки составит
млрд долл. Договор также преду
3,44
сматривает опцион на приобретение собстнснных депозитарных расписок в количестве до ла) на сумму
98,7 5,53 млрд долл.
млн
(11,61%
от уставного капита
Несмотря на решение о продаже части акций,
ConocoPhillips
продолжит сотрудничество с ~ЛУКОЙЛом~.
E.ON Ruhrgas AG (контролирует 2,5% В декабре
1998 г. E.ON Ruhrgas AG
ОАО •Газпром•)
приобрел
акций
2,5%
~газпрома~. став крупнейшим миноритарным иностранным ак ционером российского газового концерна. В дальнейшем пакет
был увеличен до
ляет
2,5%,
6,43%.
В настоящее время доля участия состав
поскольку часть акций была обменена на долю
Южно-Русском
газоконденсатном месторождении.
собственно добывает около
12
E.ON в
~газпром~
млн т жидких углеводородов,
представленных газовым конденсатом.
Кроме того, ~газпром~ контролирует около
72,6% -«Газпром нефти~. которой, в свою очередь, принадлежит на 50% компания «Славнефть~. Таким образом, на E.ON Ruhrgas AG приходится более 1 млн т нефти и конденсата в год, добываемых в России. Создание совместных предприятий с российс~СUА~и верти кально интегрированными ко.мпания.ми
По схеме вхождения в НГК через создание СП с российскими
ВИНК действовали три иностранные компании (табл. 9.5):
• ConocoPhillips в ~нарьянмарнефтегазе~ ( ~ЛУКОЙЛ~ ); • ConocoPhillips в