СТАТИСТИКА 1 / Международное энергетическое агентство www.IEA.org / Россия / russiarus

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - 81

Источник: А.М. Мастепанов, Топливо и энергетика России. Ежегодный статистический сборник, Министерство энергетики, 2000.

Текущие планы предусматривают полную продажи вертикально интегрированным компаниям большей части акций, еще удерживаемых федеральным правительством. Различные политики выступали за образование государственной «национальной» нефтяной компании, которая должна была бы: обеспечивать поставки нефти в северные регионы страны; проводить разведочные работы и разработку месторождений в труднодоступных регионах и сложных условиях; реализовывать лицензионные соглашения, невостребованные компаниями вследствие трудностей в выполнении условий этих соглашений; представлять интересы государства в проектах на основе соглашений о разделе продукции. Однако официальный интерес к этой идее ослабел после выбора президентом Владимира Путина в марте 2000 г.

Остаточная приватизация. Государство должно продолжать реализацию планов продажи все еще удерживаемых им активов в нефтяных компаниях в соответствии с общепринятыми правилами и с поддержанием «прозрачности». Идея образования государственной «национальной» нефтяной компании даже на базе практически государственной «Роснефти»

82 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

с незначительным участием частного капитала нуждается в очень тщательной оценке. Даже при сохранении «Роснефти» в качестве государственной компании правительство может создать орган, который станет представлять его интересы в соглашениях о разделе продукции более эффективно, чем «Роснефть» в ее настоящей форме.

Н.с. - компании не существовало. Источник: ИнфоТЭК - № 11б2000.

Некоторые из компаний подвергались критике за недостаточную эффективность своих операций, за несоблюдение прав держателей акций и отсутствие «прозрачности» в своей деятельности. Это верно лишь частично ввиду продолжающейся неопределенности в практике юридических и правовых отношений к вопросам частной собственности, имущественных и биржевых операций, правилам объявления банкротств и деятельности компаний.

Прозрачность операций компаний. Правительство должно продолжать разрабатывать законодательную базу, регулирующую деятельность компаний и права держателей акций (Гражданский Кодекс, Закон о Банках и Закон о Банкротстве). Правительство также должно стараться применять эти законы на практике. Это может включать в себя требование к нефтяным компаниям о регулярном представлении финансовой отчетности в соответствии с международными стандартами аудита и бухгалтерской документации.

К ключевым органам государственной власти, имеющим отношение к нефтяной промышленности, относятся:

■ Министерство энергетики;

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - 83

■Министерство природных ресурсов – оценивает и следит за состоянием ресурсной базы России и играет большую роль в выдаче лицензий на разработку месторождений;

■Министерство экономического развития и торговли – ответственно за соглашения о разделе продукции;

■Министерство по антимонопольной политике – проводит в целом антитрестовскую политику и регулирует операции определенных монополий, например, деятельность железнодорожного транспорта, который часто используется для перевозок нефтепродуктов;

■Федеральная энергетическая комиссия регулирует цены и тарифы так называемых «естественных» монополий в энергетическом секторе, включая трубопроводные системы Транснефти и Газпрома;

■Комиссия по нефте- и газопроводному транспорту регулирует доступ к нефте- и газопроводным системам, особенно экспортным.

Усиление роли регулирующих организаций. Правительство должно усилить роль регулирующих организаций, особенно Федеральной энергетической комиссии и Министерства по антимонопольной политике, чтобы обеспечить равные возможности конкуренции для всех компаний.

ЗАПАСЫ И ДОБЫЧА НЕФТИ

Запасы нефти Правительство не публикует данные об объемах и расположении нефтяных запасов страны, хотя имеется неофициальная информация. Как следует из аналитических документов Министерства энергетики, примерно половина запасов нефти России уже добыта. Всего до 1999 г. было добыто около 19,5 млрд. т нефти; примерно столько же еще может быть добыто. Кроме того, так как принятый в России закон позволяет разрабатывать только 30 % так называемых «разведанных запасов» на основе соглашений о разделе продукции, а для реализации таких соглашений выделены месторождения с запасами около 6 млрд. т, можно сделать вывод, что суммарные «разведанные запасы» нефти в стране оцениваются примерно в 20 млрд. т (см. Карту 1).

Российская методология классификации запасов отличается от методологии, используемой для классификации запасов нефти в других странах (табл. 4.4). Еще с советских времен в методологии меньше внимания уделяется рентабельности разработки, чем технической возможности извлечения нефти. Российская классификация характеризует категории запасов исходя из геологических характеристик, что отражает степень разведанности данных площадей. «Разведанные запасы» определяются как сумма запасов категорий А, В и С, в то время как «доказанные запасы» являются суммой запасов категорий А, В и С1 (А + В + С1). Для определения запасов, обозначенных как С1 или выше, необходима ин-

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - 85

Для привлечения иностранных инвесторов российские нефтяные компании в настоящее время публикуют данные о запасах А, В и С1, как и о запасах, оценка которых дана западными аудиторскими фирмами. Запасы А, В и С1, возможно, значительно превосходят относительные оценки запасов российских добывающих компаний34. Большинство независимых западных специалистов оценивают запасы нефти в России примерно в половину оценки, соответствующей сумме А, В и С1. Типичная западная оценка - 6,7 млрд. т - дается в обзоре «Статистика мировой энергетики на июнь 2000 г.» компании «Бритиш петролеум». Как следует из этого обзора, запасы нефти в России составляют около 4,7 % мировых запасов. Это ставит Россию по объему запасов ниже крупных нефтедобывающих государств Ближнего Востока, где-то между Венесуэлой (10,5 млрд. т) и Мексикой (4,5 млрд. т).

Несколько российских нефтяных компаний наняли западных инженеров-неф- тяников для переоценки их запасов в соответствии с западной практикой. Результаты таких оценок разнятся в разных компаниях. В целом, однако, в отчетах западных специалистов приводятся оценки, значительно меньшие оценок «доказанных запасов» в соответствии с суммой категорий А, В и С1. Американская инженерная компания Miller and Lents в 1998 г. оценила доказанные запасы нефти российской компании ЛУКойл в целом по России примерно в 1,46 млрд. т, что лишь несколько превышает половину оценки самой ЛУКойл в 2,8 млрд. т, которая исходит из суммы категорий А, В и С1.

Большая часть остающихся невыработанными запасов нефти в России расположены в Западной Сибири, которая дает около 2/3 добычи нефти в целом по стране. Как следует из различных публикаций, на Западную Сибирь приходится около 72 % остающихся в России невыработанными запасов категорий А, В и С1, хотя большая часть их сосредоточена на небольших, глубокозалегающих месторождениях, продуктивные отложения которых характеризуются низкой проницаемостью и сложным строением. При этом около 3/4 таких месторождений уже находятся в стадии разработки. Остальные запасы категорий А, В и С1 разбросаны в Волго-Уральском регионе (14 %), относительно неразработанном Тимано-Печорском бассейне на севере Европейской России (7 %) и в Восточной Сибири (4 %). Еще 3 % запасов расположены в шельфовой зоне, в Печорском море и на шельфе о. Сахалин, а также в старых нефтедобывающих регионах, таких как Северный Кавказ и Калининградская область.

Среди наиболее перспективных регионов для будущих нефтяных разработок можно выделить Тимано-Печорский бассейн, который расположен на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа (Архангельская область), на севере Европейской России. По оценке ЛУКойл, регион содержит запасы категорий А, В и С1 в 1,35 млрд. т, неоткрытые же запасы оцениваются в 3 млрд. т. Хотя добыча нефти ведется там уже несколько десятилетий, месторождения Тимано-Печорского бассейна считались значительно меньшими по запасам,

34.Следует, однако, отметить, что процедуры, применяемые западными специалистами, характеризуются тенденцией к существенной недооценке извлекаемых запасов. Это приводит к обычному явлению переоценки запасов в сторону увеличения в период эксплуатации месторождений в результате получения дополнительной информации о характеристиках пластов и использования новых технологий.

86 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

чем месторождения Западной Сибири, и поэтому в советский период не существовало каких-либо планов их интенсивной разработки. К числу других перспективных регионов можно отнести Восточную Сибирь и Дальний Восток, запасы нефти на территориях которых оцениваются российскими источниками вплоть до 14 млрд. т. Однако к категориям А, В и С1 относится лишь 1,1 млрд. т вследствие ограниченного объема проведенных в регионе разведочных работ. На большинстве месторождений Восточной Сибири добыча нефти пока не ведется. Этот обширный регион дает пока лишь менее 1 % общероссийского объема добычи.

Официальные данные по запасам нефти в России должны регулярно публиковаться в открытой печати. Это поможет избежать ошибок при оценке запасов нефти и ограничений по запасам при заключении соглашений о разделе продукции на основе лишь неофициальной информации. Большая прозрачность и надежность информации о запасах увеличит привлекательность проектов для инвесторов.

Структура российской ресурсной базы в последние два десятилетия стареет. В остающихся невыработанными запасах все более возрастает доля трудноизвлекаемых (55...60 %). Свыше 70 % запасов разрабатываются при таких низких дебитах, что сама добыча нефти в этом близка к пределу рентабельности. Примерно 55 % общих запасов нефти приходятся на месторождения, где дебит скважин составляет 10 т/сут и менее. Среднесуточный дебит одной скважины снизился с 27,6 т в 1980 г. до 11,6 т в 1990 г. и лишь 7,1 т в 1999 г. В 90-х годах наблюдалось значительное уменьшение запасов вследствие резкого падения расходов на разведочные работы и соответственно их объемов.

В Основных концептуальных положениях развития нефтегазового комплекса России35 рассматриваются некоторые возможности приостановки и изменения в обратном направлении тенденции к старению месторождений, включая меры по улучшению инвестиционного климата. Предлагается также принять поправки и дополнения к существующим законам и нормам, которые в отчете названы «полностью несоответствующими создавшейся в нефтяной промышленности ситуации». Необходимо выработать исчерпывающий пакет законов и правил, а также установить гибкую налоговую систему, способствующую разработке в значительной степени истощенных запасов, использованию новых технологий (в частности, технологий увеличения нефтеотдачи), вводу в эксплуатацию простаивающих скважин.

Добыча нефти Быстрое увеличение добычи нефти в Советском Союзе в послевоенный период было результатом главным образом открытия ряда чрезвычайно крупных месторождений. Еще в 1986 г. 70 % нефти в СССР добывали на 20 крупных месторождениях, запасы которых составляли около 60 % общих запасов нефти в стране. В настоящее время более 70 % добычи и свыше 60 % остающихся невыработанными (в соответствии с российскими стандартами) запасов приходятся на 82 месторождения (19 так называемых «гигантских» и 63 «крупных»)

35.Этот документ был подготовлен Министерством энергетики и экспертами по энергетике и рассмотрен на заседании правительства 15 октября 1999 г., см. www.mte.ru или www.enippf.ru.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - 87

(табл. 4.5). Падение добычи на крупных, но «старых» месторождениях компенсируется ускоренным вводом в разработку небольших по запасам, но разбросанных на большой территории месторождениях. Это привело к проблемам, связанным с необходимостью создания разветвленной инфраструктуры для обустройства таких месторождений, а также к снижению дебитов скважин. Среднесуточный дебит одной скважины снизился до примерно четверти того дебита, который был в середине 70-х годов.

Россия по объему добычи нефти занимает 3-е место в мире после Саудовской Аравии и США, хотя добыча значительно уменьшилась с максимума в 569, 5 млн. т в 1987 г. В 1996 г. добыча уже составила 47 % от максимума и слегка выросла в 1997 г. Хотя в 1998 г. вновь добыча несколько снизилась под влиянием российского финансового кризиса, в 1999 г. и 2000 г. она опять возросла (табл. 4.5). В 2000 г. было добыто 323,2 млн. т - на 6 % больше по сравнению с предыдущим годом. Главной причиной увеличения добычи в 1999-2000 гг. был рост цен на нефть на мировых нефтяных рынках после марта 1999 г., когда ОПЕК по договоренности с некоторыми нефтедобывающими странами, не входящими в эту организацию, уменьшила добычу нефти и ее экспорт на международные нефтяные рынки. Резкий рост мировых цен на нефть привел к значительному увеличению доходов российских нефтедобывающих компаний, что позволило им увеличить затраты на бурение новых скважин и ремонт простаивающих. В 1999 г. были введены в эксплуатацию первые скважины на 36 новых месторождениях, что является рекордом за последнее десятилетие. В 2000 г. первую нефть дали 43 новых месторождения (в 1998 г. были введены в эксплуатацию первые скважины лишь на 20 небольших месторождениях).

Поворот в сторону увеличения добычи нефти объясняется значительным ростом инвестиций российских нефтяных компаний. Капиталовложения компаний в нефтедобычу в 1999 г. увеличились в реальном выражении на 25 %. В 2000 г. они удвоились по сравнению с 1999 г. (102,4 %) и достигли 110,6 млрд. руб.,

88 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

то есть примерно 4 млрд. долл.36. Из общей суммы инвестиций 31,2 % было израсходовано на бурение скважин. Впервые с начала 90-х годов в 1999 г. было отмечено увеличение числа действующих нефтяных скважин почти на 14000 или 13 % (рис. 2). Предварительные данные за 2000 г. показывают увеличение более чем на 65 % объема эксплуатационного бурения. Почти сотня новых месторождений была введена в разработку в период с 1998 г. по 2000 г. Однако даже больший вклад в увеличение нефтедобычи внесли скважины, на которых были проведены ремонтные работы, а также простаивающие скважины, вновь введенные в эксплуатацию. Доля простаивающих скважин в общем их фонде уменьшилась с пикового значения в 21 % в 1995 г. до 18 % в 2000 г.

Источники: 1970-1990; МЭА, Обзор 1995 - Энергетическая политика Российской Федерации 1990-1999; А.М. Мастепанов, Топливо и энергетика России. Ежегодный статистический справочник, Министерство энергетики, 2000 г.

Пока не выявлены какие-либо перспективы открытия в России таких крупных по запасам месторождений, какие в свое время были открыты в Западной Сибири. В краткосрочной перспективе поэтому объем добычи нефти в России будет в основном зависеть от того, как долго на месторожденнях Западной

36.Реальные инвестиции значительно выше, чем инвестиции, полученные путем пересчета рублей в доллары по среднему обменному курсу.

НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - 89

Сибирибудетсохранятьсядостигнутыйуровеньдобычинефтив200...220млн.т/год. Повышение эффективности регулирования процесса разработки небольших по запасам месторождений и месторождений со сложнопостроенными коллекторами также может задержать общее падение добычи нефти по стране. В этой связи весьма важным фактором является соотношение между издержками на добычу нефти и ценами на нефть на мировых нефтяных рынках. Среднесрочные перспективы определяются тем, как быстро могут быть введены в разработку новые запасы на территориях относительно "молодых" нефтегазоносных провинций, таких как Тимано-Печорская и Сахалинская. В долгосрочной перспективе существенный вклад в общую добычу нефти в стране могут внести новые нефтегазоносные провинции, такие как Восточная Сибирь, Печорское море или российский сектор Каспия.

На многих эксплуатируемых месторождениях необходимо повысить эффективность управления разработкой продуктивных пластов, поврежденных ранее вследствие форсированных отборов нефти, а также (во многих случаях) квазисистематической закачки воды. Так, в Западной Сибири на начальной стадии разработки для ускоренного достижения максимума добычи нефти в пласт интенсивно закачивалась вода, что привело к быстрому росту обводненности продукции37. К 1990 г. в целом по России обводненность продукции достигла 76 %, резко увеличившись с 50 % в 1976 г. За счет закачки нефтяного (попутного) газа дополнительная добыча нефти в России в 1999 г. составила лишь 1,9 %. Доля нефти из фонтанирующих скважин снизилась с 51,8 % в 1970 г. до лишь 12,0 % к 1990 г. и 8,4 % - к 1999 г. Для обеспечения максимального нефтеизвлечения необходимо использовать современные методы увеличения нефтеотдачи, предусматривающие воздействие на продуктивные пласты и обработку скважин, а также дренирующие менее проницаемые зоны.

В результате воздействия вышеперечисленных факторов уровни добычи нефти могли поддерживаться в 90-х годах только за счет бурения большого количества новых скважин на старых месторождениях и ввода в разработку новых месторождений. Необходимо было компенсировать падение добычи на стареющих месторождениях-гигантах путем ввода в разработку новых, либо резко увеличить объемы бурения на этих старых месторождениях. Однако в 1998 г. инвестиции в реальном выражении составляли лишь 24 % от инвестиций 1990 г. Годовые объемы бурения уменьшились до 4,3 млн.. м с 31,6 млн.. м в 1990 г. Часто не выделялись дополнительные средства на проведение ремонтных работ в скважинах.

Огромный потенциал современных методов управления разработкой месторождений и различных технологий увеличения добычи нефти и продуктивности скважин можно в достаточной степени проиллюстрировать по результатам, достигнутым некоторыми российскими компаниями за последние 2 года. По информации, полученной от ЮКОС, ее партнерство с франко-американской компанией Schlumberger в сфере повышения эффективности операций дало

37.Обводненность определяется как содержание воды, в %, в добываемой продукции. На некоторых старых месторождениях обводненность составляет 90 %.

90 - НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

дополнительно в 2000 г. миллионы тонн добытой нефти. Российская компания ТНК имеет аналогичные деловые связи с американской сервисной компанией Halliburton. Российские нефтяные компании для обеспечения увеличения нефтедобычи на их месторождениях предпочитают приглашать иностранные сервисные фирмы, что, по-видимому, отражает слабость российских сервисных фирм с точки зрения удовлетворения ими современных требований и стандартов по качеству применяемых материалов, инструментов и оборудования. Однако российские региональные сервисные фирмы, созданные на основе геологических и геофизических бригад, получили очень большие преимущества в 1999-2000 гг. в результате как девальвации рубля, так и увеличения инвестиций нефтяных компаний в сферу сервиса, вызванного ростом цен на нефть на мировом рынке. Для повышения и сохранения конкурентоспособности российским сервисным фирмам важно использовать современные технологии, оборудование и специализированные услуги.

Перспективы В Основных положениях Энергетической стратегии России до 2020 г. предполагается,

нефтедобычи что добыча нефти в России достигнет 335 млн. т/год к 2010 г. и 360 млн. т/год к 2020 г. Основным нефтедпбывающим регионом все еще останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. снизится до 55...58 % с 68 % в настоящее время. Возрастет добыча в новых регионах, таких как Сахалинская область, ТиманоПечора и Восточная Сибирь. В Энергетической стратегии России на период до 2020 г.

инвестиции, необходимые для достижения к 2010 г. предполагаемого уровня добычи нефти в 335 млн. т/год, оцениваются примерно в 40-50 млрд. долл. К 2020 г. необходимо израсходовать еще 70-90 млрд. долл., чтобы достигнуть объем добычи в 360 млн. т/год. Из этого следует, что в течение 20-летнего периода необходимы инвестиции в 8 - 10 млрд. долл. ежегодно. Для сравнения в 1999 г. инвестиции в разведку и разработку были менее чем 2 млрд. долл., в 2000 г. они оцениваются в менее чем 5 млрд. долл.

Эти оценки инвестиций, необходимых для достижения поставленных целей в увеличении нефтедобычи, являются приемлемыми. Темпы уменьшения добычи на месторождениях, эксплуатируемых в настоящее время, вероятно, будут снижаться по мере повышения регулярности проведения ремонтных работ в скважинах. Ключевым, однако, остается вопрос, из каких источников могут быть получены требуемые для финансирования суммы. Вследствие отсутствия достаточных стимулов для иностранных инвестиций основным источником можно считать собственные средства российских нефтяных компаний. В качестве дополнительных источников могут рассматриваться прямые иностранные инвестиции, главным образом при реализации соглашений о разделе продукции, а также за счет банковских займов.

Энергетическая стратегия оценивает среднегодовой прирост добычи нефти в течение рассматриваемого периода в 0,5 %. Однако принятие в будущем Налогового кодекса, реализация режима заключения соглашений о разделе продукции и либерализация экспорта могут создать предпосылки для значительно большего прироста добычи. В Обзоре мировой энергетики 2000 г. Международное энергетическое агентство дает свой прогноз к 2010 г. добыча нефти в России возрастет до 370 млн. т/год, а к 2020 г. до 400 млн. т/год при среднегодовом приросте около 1 %.