Политика России в настоящее время строится по принципу оказания поддержки всем заинтересованным сторонам: обещания стабильных поставок нефти традиционным партнерам, ОПЕК - согласования позиций, США - поддержки военной операции в Афганистане. Реально же добыча и экспорт нефти из России вплоть до последнего времени только увеличивались, чему весьма способствовали в 2001 г. новые нефтепроводные проекты, сформированные в условиях другой ценовой конъюнктуры. В течение 1999-2000 г.г., когда ОПЕК несколько раз сокращала добычу, а цены при этом росли, Россия интенсивно наращивала поставки нефти. На сегодняшний день ситуация резко изменилась и требует выработки адекватной политики.

Становится совершенно очевидным, что реальный механизм контроля за экспортом должен укрепляться, российские нефтяные компании нуждаются в отлаженной технологии согласования интересов. Нефтяному рынку как никогда нужна точная опека со стороны российских властей, картель стран-экспортеров не способен на сегодняшний день осуществлять регулирование рынка самостоятельно.

Как известно, вплоть до настоящего времени Россия присутствует на заседаниях ОПЕК в качестве наблюдателя, но не раз получала приглашение от ОПЕК стать полноправным ее членом. Возникает вопрос о том, насколько это выгодно России.

Основные сегодняшние конкуренты России на мировом нефтяном рынке - это страны, в которых издержки добычи и доставки нефти на рынок существенно ниже, чем в России, и, прежде всего, это страны ОПЕК. Сегодня практически вся российская нефть, экспортируемая в дальнее зарубежье, вывозится на западноевропейский рынок, где основными ее конкурентами являются государства Ближнего Востока - члены ОПЕК и североморские производители с издержками добычи соответственно 1-2 и 5 долл. за баррель. В ближайшее время к этому перечню конкурентов добавятся страны Каспия (издержки добычи 3.5 доллара за баррель), а география конкуренции с ОПЕК расширится в направлении дальневосточного рынка.

Издержки доставки российской нефти на рынки Западной Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона в силу ряда факторов превышают аналогичные показатели у конкурентов. Указанные нефтедобывающие страны являются также основными конкурентами России на мировом финансовом рынке, их спрос на инвестиции в развитие индустрии нефти и газа сопоставим с российским. При этом финансовые риски в большинстве конкурирующих с Россией государств ОПЕК существенно ниже, а инвестиционная привлекательность нефтегазового комплекса выше, чем в России.

По мнению президента Фонда развития энергетической и инвестиционной политики Андрея Конопляника в условиях существования высоких цен на нефть отставание от конкурентов на мировом рынке нефти было не очень ощутимо. В условиях падения цен на нефть ситуация резко меняется. Интенсивный технический прогресс в мировой нефтяной отрасли привел к быстрому снижению издержек, что неизбежно вызовет нарастание предложения нефти в условиях повышающейся эффективности ее использования, а это, в свою очередь, приведет к относительному сокращению спроса на энергоносители. Как только это произойдет, Россия тут же почувствует утрату конкурентоспособности своей нефтяной отрасли.

Именно поэтому очевиден интерес России к проведению как минимум согласованной с ОПЕК линии на поддержание высоких цен на рынке нефти с тем, чтобы компенсировать утрату конкурентоспособности мерами, используемыми картелем. Однако, выгодность такой позиции не всегда однозначна. Сегодняшнее совпадение позиций России и ОПЕК по вопросу ограничения предложений нефти на мировой рынок не является правилом. Вполне возможны ситуации, когда стратегические интересы сторон весьма различны.

Сегодня Россия и ОПЕК в силу накопившихся бюджетных проблем одинаково заинтересованы в поддержании высоких цен на нефть. Тем не менее, вступление России в ОПЕК означало бы, что инструментом поддержания высоких цен будет, в первую очередь, сдерживание экспорта. При этом России предстояло бы ограничивать экспорт в условиях, когда добыча только преодолела спад и добывающие производственные мощности недостаточны, а ОПЕК - в условиях стабильной (или растущей) добычи и избытка таких мощностей; России - чтобы обеспечить загрузку собственных НПЗ (с тем, чтобы избежать кризиса недопроизводства нефтепродуктов в стране), а ОПЕК - чтобы избежать кризиса перепроизводства нефти в мире; России - чтобы сохранить объем поставок на внутренний рынок и не допустить роста цен на нем, а ОПЕК - чтобы уменьшить объем поставок на внешний рынок и избежать снижения мировых цен.

Вступив в ОПЕК, Россия приобрела бы дополнительные обязательства, которые необходимо выполнять. Если принять во внимание объемы нефтяного экспорта из страны, то следует признать, что она осталась бы в ОПЕК «младшим» партнером с постепенно деградирующей без достаточных инвестиций нефтяной промышленностью.

Стратегически Россия заинтересована не столько в поддержании высоких цен на нефть, сколько в снижении издержек, налогового бремени и рисков для компаний, добывающих нефть. Интенсивное снижение издержек в мировой нефтяной отрасли в первой половине 80-х годов оказалось действенным стимулом для повышения конкурентоспособности мировой нефтедобычи, в первую очередь как результат резкой либерализации инвестиционных режимов в нефтедобывающих странах с высокими издержками. Сегодня надо использовать все доступные инструменты государственной экономической политики (начиная с законодательных мер), чтобы обеспечить повышение инвестиционной привлекательности российской экономики и создать необходимые стимулы для инвестиций, ведущих к снижению издержек в нефтяной отрасли.

Комментируя возможность вступления России в ОПЕК, президент компании «Славнефть» оценил ее крайне негативно. По его мнению, независимая позиция оставит России максимальные шансы на приведение в соответствие ее внутренних национальных интересов интересам ее партнеров на мировом рынке.

Задача, таким образом, заключается в тесном сотрудничестве с ОПЕК без вступления в эту организацию в качестве полноправного ее члена.

Конкретизация позиции России по отношению к ОПЕК на современном этапе и в ближайшей перспективе.

По мнению многих российских экспертов речь идет не просто о поддержке ОПЕК, а о выработке позиции относительно конкретного уровня цены на нефть, приемлемого для России, основных потребителей нефти и для других производителей, как независимых, так и входящих в состав ОПЕК. Совместно с Мексикой и Норвегией Россия должна выступить с инициативой, заставляющей картель не просто сокращать квоты с целью повышения цен, а отказаться от старого коридора в 22-28 долларов за баррель и в качестве ориентира избрать цену на нефть минимум в 20 долларов за баррель на ближайшие полгода. Далее, исходя именно из этого уровня, следует определить и необходимое сокращение добычи для достижения указанного параметра.

Во-первых, такая цена на нефть позволяет исполнить бюджет по тому пессимистическому варианту, который был заложен в сентябре, и выполнить все обязательства, включая обслуживание внешнего долга. Во-вторых, эта цена дает возможность России проявить инициативу в стабилизации ситуации, предложить ОПЕК отказаться от старого коридора цен и сесть за стол переговоров вместе с основными потребителями для выработки согласованных мер.

В-третьих, такими действиями Россия помогает странам-потребителям, к которым относятся США, Япония и Восточная Европа, выйти из кризиса. В результате этих действий Россия вправе расчитывать на определенные компенсационные меры в среднесрочном плане в газовой индустрии и в энергетике в целом, которые помогут стабилизировать ситуацию в стране. Прежде всего, речь идет о реализации отложенных решений об инвестициях в Россию - в СРП, строительство ЛЭП или подстанций в целях расширения экспорта в Европу на основе долгосрочного сотрудничества и стабильных цен.

В середине ноября 2001 г. Михаил Ходорковский фактически предложил правительству новую нефтяную стратегию до 2020 г. По его мнению искусственное сдерживание цен далеко не всегда дает необходимый эффект. В условиях сокращения спроса на энергетические ресурсы удержать цены очень сложно, и важно не затянуть этот период сокращения спроса. Высокие цены на нефть являются гарантией того, что рецессия затянется, и положительная динамика цен окажется лишь краткосрочной и будет перекрыта устойчивым снижением спроса в результате очередной рецессии. Именно поэтому речь должна идти о мерах, которые не заставят кризис продлиться.

В связи с вышесказанным Россия не должна концентрировать свое внимание исключительно на отношениях с ОПЕК, а воспользоваться политическим сближением с Западом и договориться с США и ЕС о новом коридоре цен, устраивающим как потребителей, так и производителей. Михаил Ходорковский согласен с экспертами, которые оценивают этот коридор между 18 и 21, или 16 и 22 долларами за баррель. В данном диапазоне следует держать цены на нефть ближайшие полгода с тем, чтобы обеспечить восстановление экономического роста со второго полугодия 2002 г. в ведущих странах-потребителях. Это обстоятельство, в свою очередь, позволит затем выйти на новые уровни цен, например, 22-24 доллара за баррель.

Вместе с тем, предложения М. Ходорковского о допустимости некоторого снижения цен и сохранения места российских нефтяных компаний на мировом нефтяном рынке следует рассматривать не как стратегию, а как тактический ход, пока экономическая ситуация в мире не начнет развиваться в положительную сторону.

Стратегия России на мировом нефтяном рынке в свете происходящего падения цен на нефть

По оценкам Европейского банка реконструкции и развития ожидается сильный рост экономики России в течение 2002-2003 г.г., что потребует продолжения реформ в ключевых отраслях, в частности, в ТЭК. В течение последующих 10 лет России потребуется вложить в развитие нефтегазового сектора (включая разработку Каспийского региона) более 300 млрд. долларов.

Следует, тем не менее, отметить, что Россия, несмотря на принятое решение о сокращении экспорта, отнюдь не намерена ограничивать свои валютные доходы. По прогнозам Минэкономразвития добыча нефти в России в 2002 г. составит 340-350 млн. т по сравнению с заложенным в бюджет объемом в 346 млн. т. После выхода мировой экономики из застоя во второй половине 2002 г. российский нефтяной экспорт будет неуклонно нарастать и в годовом выражении возрастет на 3% по сравнению с 2001 г.

О решимости России расширить свою долю на мировом рынке нефти говорит и тот факт, что «Транснефть» ударными темпами продолжает строительство первой очереди Балтийской трубопроводной системы, которая расширит экспортные возможности страны на 12 млн. т в год. Уже в конце 2001 г. началась реализация второй фазы проекта, которая позволит в будущем довести пропускную способность трубопровода до 18 млн. т в год.

5. Общий прогноз добычи газа

Всемирный рынок газа непрерывно развивается

· Мировой рынок природного газа находится в процессе непрерывного развития благодаря его высокой степени доступности, высокой конкурентоспособности с точки зрения затрат и экологическим преимуществам перед другими видами топлива. На новые электростанции будет приходиться большая часть роста спроса на газ.

· Ожидается, что неравномерность географического расположения запасов газа и различие затрат по регионам на его добычу приведут к изменениям в региональных моделях поставок газа. Вероятно, возрастёт добыча газа в странах с переходной экономикой, европейских и североамериканских странах-членах ОЭСР. Однако доля этих регионов в мировой добыче газа снизится ввиду более высоких темпов роста добычи в других регионах, в особенности в Азии, Латинской Америке и на Ближнем Востоке.

· Основными факторами, определяющими перспективы добычи газа являются: объёмы и местоположение запасов газа, затраты на поставку, цены на газ, государственная политика и новые способы торговли газом, включая появление внутренней конкуренции в газовой отрасли.

Запасы газа значительны…

· Газ является очень важным источником энергии. В начале 2001 года запасы газа составляли 164 трлн. м3, что с энергетической точки зрения эквивалентно общим мировым доказанным запасам нефти. Как и в случае с нефтью, несколько стран доминируют на мировом рынке газа. Половина суммарных мировых запасов газа расположена в двух странах: России и Иране. Тем не менее, запасы газа более равномерно распределены по регионам, чем нефть. Число стран со значительными запасами газа выросло с 50 в 1970 году до примерно 90 в наши дни. Остающиеся запасы, включая доказанные запасы, увеличение запасов и нераскрытые запасы по расчётам, представленным в Геологическом обзоре США, составляют 385 трлн. м3 (в среднем), а по мнению аналитиков «Cedigas» - 450-530 трлн. м3. Этих объёмов хватит на 170-200 лет добычи современными темпами. Нераскрытые запасы газа составляют 147 трлн. м3, а прирост запасов - 104 трлн. м3 в соответствии с данными Геологического обзора.

· Доказанные запасы газа удвоились за последние двадцать лет, опередив, таким образом запасы нефти, в основном благодаря более низким темпам истощения запасов. Значительное увеличение запасов газа отмечено в странах бывшего СССР, на Ближнем Востоке и Азиатско-Тихоокеанском регионе. Вне всяких сомнений, поиски будут продолжаться и дальше, однако обнаружение крупных месторождений в хорошо исследованных бассейнах представляется маловероятным. Разведка сейчас всё больше сводится к пересмотру объемов существующих запасов и поиску более мелких месторождений.

· Бульшая часть современных запасов газа была разведана в ходе поисков нефти. С ростом цен на газ и повышением возможностей рынка газа, международные нефтяные компании всё в большей степени заинтересованы в поиске непосредственно газа. Также существует тенденция расширения глубоководной разведки и добычи.

… однако доставка газа на рынок потребует крупных инвестиций

· Эксплуатация мировых запасов газа потребует значительных инвестиций в создание производственных мощностей и развитие инфраструктуры для транспортировки газа из регионов с крупными и дешёвыми запасами в плотно населенные районы с растущим спросом на газ. Отсутствие местных рынков часто препятствовало разработке запасов газа.

· Доля расходов на транспортировку в общих затратах по прогнозу будет возрастать вследствие удлинения маршрутов поставок и истощения ближайших к рынкам запасов. Трубопроводы останутся основным средством транспортировки газа в Северную Америку, Европу и Латинскую Америку, однако по всей вероятности возрастёт роль сжиженного природного газа. Торговля сжиженным природным газом будет быстро развиваться в течение ближайших двадцати лет, в основном в Азиатско-Тихоокеанском регионе и в Атлантическом бассейне.

· Цены на газ, как сами по себе, так и в сравнении с ценами на нефть и затратами на добычу, будут играть важнейшую роль в инвестициях в газовые проекты. Видимо, потребуется установление более высоких цен на сырьё, чем те, которые преобладали в 90-х годах на большинстве рынков, в связи с необходимостью привлечения значительных инвестиций в развитие транспортной инфраструктуры. Это связано с удлинением путей транспортировки и ростом затрат. Тем не менее, цены могут снизиться по сравнению с максимальным уровнем, достигнутым в конце 2000 и начале 2001 гг.

Совершенствование технологий сыграет решающую роль в сдерживании затрат на добычу.

· Применение новых технологий, более совершенных методов управления и разработки проектов, а также рост производительности значительно снизили затраты на поиск и разработку новых газовых месторождений и транспортировку газа на рынки. В целях снижения затрат на добычу и введения в разработку новых месторождений потребуются дальнейшие технологические достижения.

· В ближайшее время серьёзный потенциал по снижению затрат может быть реализован при применении технологий, позволяющих более точно определять характеристики открытых месторождений, например сейсмических технологий, а также в сфере инженерных разработок в бурении и производстве. Также имеется серьёзный потенциал по снижению транспортных затрат путём применения таких технических решений, как трубопроводный транспорт высокого давления, глубоководные трубопроводные системы, более эффективные технологии по производству сжиженного природного газа.

· В последующие десять лет затраты могут снижаться медленнее, чем в предыдущие в том случае, если будет продолжаться уменьшение финансирования исследований. С другой стороны, внедрение инновационных технологий может позволить перейти к эксплуатации ресурсов, которые не могут разрабатываться при помощи современных технологий. Постоянный прогресс в сфере газожидкостных технологий может позволить осуществить некоторых запасов газа, ныне считающихся нерентабельными, ввиду их малых размеров и удалённости от рынков сбыта. Объёмы газа, добыча которого считается не рентабельной в современных условиях, оцениваются в 49-65 трлн. м3.

Влияние конкуренции на объемы инвестиций совершенно не определено.

· Рост конкуренции между различными поставщиками газа, приводимый в движение регулирующими рынок реформами, будет оказывать серьёзное воздействие на цены и, следовательно, на инвестиции в проекты по добыче газа. Развитие конкуренции будет стимулировать рост краткосрочных (спотовых) рынков и способствовать формированию цен на газ отдельно от цен на нефть в долгосрочных соглашениях. Тем не менее, цены на нефть будут влиять на цены на газ ввиду конкуренции между различными видами топлива. Долгосрочные газовые контракты будут заключаться, однако они будут иметь тенденцию к сокращению срока их действия и смягчения требований по системе «бери или плати».

· В тех странах, у которых имеется значительный опыт функционирования не регулируемых правительством газовых рынков, конкуренция ещё не разрушила существующую систему разработки запасов газа и транспортную инфраструктуру. Однако существуют опасения, главным образом в Европе, что конкуренция может тормозить инвестиции в крупномасштабные газовые проекты. Для успешного осуществления таких проектов, видимо, понадобятся долгосрочные контракты с жёстко детерминированными условиями. Также потребуется тесное сотрудничество между добывающими и перерабатывающими компаниями и расширенный диалог между правительствами, заинтересованными в минимизации инвестиционных рисков.

Расширение рынка и новые пути транспортировки газа будут способствовать рыночной интеграции.

· Растущий спрос и развивающиеся транспортные системы будут интенсифицировать интеграцию рынка как на региональном, так и на глобальном уровнях. В настоящее время существует несколько способов транспортировки газа между основными региональными рынками. Однако их число может возрасти в связи с перспективами быстрой экспансии торговли сжиженным природным газом. Цены на взаимосвязанных региональных рынках, вероятно будут совпадать, в зависимости от возможностей поставщика в распределении поставок газа между различными маршрутами и рынками.

· Существуют симптомы того, что рынок сжиженного природного газа становится более гибким по мере роста международной торговли и постепенного проникновения конкуренции на сырьевые рынки. Покупателей всё больше интересует возможность увеличения гибкости краткосрочных поставок. В последние годы наблюдается возрастание объёмов торговли сжиженным природным газом на спотовых рынках, а торговые потоки изменяются в зависимости от факторов, воздействующих на конкретные региональные рынки.

· Продолжающийся рост краткосрочной торговли сжиженным природным газом может способствовать принципиальным изменениям в разработке новых проектов по сжиженному природному газу. В будущем может появиться возможность финансирования проектов по разработке газовых месторождений и сжижению природного газа без создания производственных мощностей в рамках долгосрочных контрактов, как это делается сейчас. Это произойдёт в том случае, если инвесторы будут уверены в том, что международный рынок обеспечит полное использование производственных мощностей. Данные изменения могут в течение ближайших лет привести к значительному расширению коммерческих возможностей выполнения проектов по сжиженному природному газу, таким образом расширяя перспективы международной торговли.

В начале 2002 г. Президент России Владимир Путин призвал к созданию «Евразийского альянса производителей газа», членами которого должны стать Россия и три крупных поставщика газа из Средней Азии. Такой альянс дал бы России возможность гарантировать долгосрочные экономические связи с ключевыми государствами Средней Азии.

Владимир Путин заявил об этом в ходе встречи с Сапармуратом Ниязовым, Президентом Туркмении, граничащей с Афганистаном и обладающей крупными газовыми месторождениями.

Газовый альянс должен объединить Россию, Туркмению, Казахстан и Узбекистан и привнести элемент стабильности в транспортировку газа на долгосрочной основе. Следует напомнить, что Россия является самым крупным производителем газа в регионе. Она добывает 585 млрд. куб. м газа в год, Узбекистан - 50 млрд., Туркмения - 45 млрд., Казахстан - 10 млрд. Страны Средней Азии собираются повышать объемы добычи и экспорта, причем некоторые из них - достаточно сильно. В результате на внешних рынках может начаться ценовая война, от которой пострадают все.

По мнению Владимира Путина дальнейшее укрепление сотрудничества в топливно-энергетическом комплексе может создать хорошую основу для совместной работы в этой сфере на рынках дальнего зарубежья и привлечения к совместным проектам третьих стран.

Ключевые факторы, оказывающие влияние на перспективы добычи газа.

Ресурсы и запасы газа.

Доступные запасы природного газа.

Наиболее широко используемым источником информации по нераскрытым запасам газа является «World Petroleum Assessment», изданный USGS. В этом издании приводятся расчеты по объёмам доступных запасов нефти, газа и природного газоконденсата. Самые последние оценки подтверждают высокий потенциал запасов природного газа по всему миру.

Основные выводы из оценок, представленных USGS в 2000 году:

· Большую часть газа ещё необходимо разведать. Нераскрытые запасы газа оцениваются в 147,1 трлн. м3, из которых 25% - попутный газ и 75% - природный газ.

· Крупнейшие известные месторождения газа находятся в Западной Сибири и Персидском Заливе. Более ? доказанных мировых запасов газа обнаружено на территории бывшего СССР и на Ближнем Востоке, и только 6% - в Северной Америке. Тем не менее, ситуация заметно изменяется при изучении общих запасов газа. 13% общих запасов газа приходится на Северную Америку и лишь чуть больше половины на страны бывшего СССР и Ближний Восток.

· В сравнении с предыдущими оценками USGS, выполненными в 1995 году, нераскрытые запасы газа (за исключением США) уменьшились на 14%. Это связано со снижением расчётных показателей применительно к северным территориям России, некоторым бассейнам в Китае и Бассейну Альберта в Канаде. Тем не менее, для ряда стран была произведена переоценка в сторону повышения запасов. Например, неразведанные запасы в Бразилии теперь оценены в 5,5 трлн. м3 (в среднем), что в 6 раз превосходит уровень предыдущей оценки. Серьёзная переоценка в сторону повышения запасов была также сделана для Австралии и Индонезии.

· В число регионов с огромными нераскрытыми запасами доступного газа входят Западная Сибирь, шельфы Карского и Баренцева морей, Ближний Восток и шельф Норвежского моря. В ряде районов были разведаны серьёзные запасы, однако они в настоящее время не разрабатываются. Это касается Восточной Сибири и шельфовой зоны на северо-западе Австралии (в настоящее время там ведётся разработка).

· Потенциальные возможности роста запасов оцениваются в 103,6 трлн. м3, что примерно соответствует уровню оценок по нераскрытым запасам. В данных расчётах подразумевается, что уже обнаружено около 66% прироста запасов доступного газа (включая США).

· Лишь чуть больше 10% мировых запасов газа было добыто, в сравнении с 25% добытой нефти.

Таблица 7. Оценка мировых запасов природного газа (USGS) в млрд.м3

Рисунок 7. Мировые запасы газа и нераскрытые запасы по регионам

Затраты на добычу.

Разведка, разработка и добыча газа.

Как и в случае с нефтью, применение новых технологий, усовершенствованные методы управления и разработки проектов, а также рост производительности помогли снизить затраты на поиск и разработку новых газовых месторождений и позволили в последние годы перейти к бурению в новых районах. Технологические достижения включают:

· трёх- и четырёхмерные сейсмические технологии, которые повысили производительность бурения;

· усовершенствованные бурова и новые технологии бурения, включая горизонтальное бурение, которые значительно снизили затраты на разработку и добычу;

· новые конструкции буровых установок, которые позволили производить бурение в ранее недоступных глубоководных шельфовых зонах.

Оценка снижения затрат затруднена, отчасти в связи с их узкой спецификой. По расчётам Администрации по энергетической информации новые технологии повысили производительность бурения в США на 50% за последние 15 лет. Недавние исследования, проведённые по заказу Европейской комиссии, показали, что новые технологии, благодаря снижению затрат, добавили 566 млрд. кубометров (около 9%) к запасам на северо-западном побережье континентального шельфа Европы за период с 1990 по 1997 гг. Из этого количества на долю усовершенствованных технологий бурения приходится 37%, сейсмических технологий - 22%, плавающих платформ - 10% и на снижение расходов на управление - 7%.

По всей вероятности, остаётся возможность для дальнейшего снижения затрат на разведку и добычу газа путём внедрения новых технологий и более эффективного использования существующей инфраструктуры добычи. В ближайшем будущем значительный потенциал может быть реализован за счет использования технологий, совершенствующих процесс определения характеристик запасов (например - сейсмических технологий), а также технологий в бурении и добыче. Исследования и развитие сыграют здесь решающую роль. Добыча газоконденсата и попутной нефти станут ключевым фактором в снижении затрат во многих случаях. Однако, темп снижения затрат может замедлиться ввиду сужения пределов технологических достижений и возможностей роста производительности.

Экономическая эффективность трубопроводного транспорта газа и транспортировки сжиженного природного газа.

Газ может транспортироваться как по трубопроводам, так и в сжиженном виде с помощью морских танкеров. Оба метода требуют крупных предварительных строительных затрат и во многом зависят от расчетной экономической эффективности, обусловленной ростом масштабов производства. Поэтому проекты транспортировки на значительные расстояния требуют как значительных рынков, так и доказанных запасов газа, разработка которых целесообразна.

Капитальные затраты, как правило, составляют по крайней мере 90% суммарных затрат на транспортировку газа трубопроводами. Основными параметрами, определяющими затраты на строительство трубопроводов, являются диаметр, рабочее давление, протяжённость и место расположения. Пропускная способность зависит как от диаметра, так и от давления внутри трубопровода. Другие факторы, включая климат, стоимость рабочей силы, уровень конкуренции между компаниями, соблюдение правил безопасности, плотность населения и отчуждение территории, могут оказывать влияние на затраты на строительство, что приводит к существенной дифференциации затрат между различными регионами. В таблице 7 приведены средние капитальные затраты на различные компоненты трубопроводов (исключая компрессоры) на одну милю трубопроводов различных диаметров и диапазонов затрат в США. Средние затраты удвоились за последние десять лет, в основном благодаря повышению стоимости рабочей силы, затраты на которую составляют наибольшую отдельную статью затрат в большинстве проектов. Диапазон затрат весьма широк ввиду специфики различных проектов. Общие строительные затраты будут много ниже в странах с дешёвой рабочей силой и низкой стоимостью отчуждения территории.

Эксплуатационные расходы на трубопроводы, как правило, зависят от количества компрессорных станций, которым требуются значительные объёмы топлива, и от местных экономических условий, в основном - от стоимости рабочей силы. После окончания строительства трубопровода, средние затраты на единицу пропускной способности будут в основном зависеть от среднего коэффициента использования производственных мощностей. Высокое использование производственных мощностей и высокое значение коэффициента нагрузки чрезвычайно важны для экономической эффективности эксплуатации трубопровода.

Таблица 8. Средние затраты на строительство трубопроводов в Северной Америке, 2000 год (долларов на милю)

В технологическую цепь поставок сжиженного природного газа входят сжижение, транспортировка, регазификация и хранение. Как и в случае с трубопроводами, экономия, обусловленная ростом масштабов производства, играет очень важную роль:

· Заводы по производству сжиженного природного газа, как правило, включают одну или две технологические линии. Пропускная способность каждой технологической линии на сегодняшний день составляет порядка 3-3,5 млн.тонн в год. Включение в состав уже построенного завода второй технологической линии позволяет снизить общие удельные затраты на сжижение на 20-30%. Завод с одной технологической линией, как правило, стоит около одного миллиарда долларов США, при этом реальные затраты различаются в зависимости от стоимости земли, правил безопасности и охраны окружающей среды, затрат на оплату труда и других местных экономических условий. Эксплуатационные расходы, в основном на топливо (равные примерно 9% от суммарных затрат на новых заводах) и на техническое обслуживание, зависят от стоимости топлива и затрат на оплату труда, но обычно не превышают 5% в год от суммы капитальных затрат.

· Транспортные затраты во многом зависят от расстояний между терминалами сжижения и регазификации и от размеров используемых транспортных средств. Применение большого числа малых транспортных средств повысит гибкость поставок и снизит требования к хранению газа, однако при этом возрастут удельные транспортные затраты. Крупнейшие современные газоналивные танкеры вмещают до 135000-138000 м3. Стоимость их строительства составляет примерно 180 млн. долларов США. Крупнейшие танкеры используются на самых длинных маршрутах, например из стран Ближнего Востока в Японию или Корею. Корабли меньшего водоизмещения ёмкостью от 25 до 50 тысяч м3 используются на маршрутах внутри Средиземного моря. Эксплуатационные расходы включают расходы на флотский мазут, потери от испарения природного газа (как правило от 0,15 до 0,2% от общей массы, на 1000 км) и расходы на техническое обслуживание, которые могут достигать 3-4% от закупочной стоимости танкера (от 5 до 7 млн. долларов США для танкера вместимостью 135000 м3).

· Затраты на строительство регазификационных заводов зависят от их производственной мощности, вместимости резервуаров, затрат на подготовку территории и оплату труда (которые сильно различаются в зависимости от местоположения). Экономия, обусловленная ростом масштабов производства, особенно важна для хранилищ газа. Максимальная ёмкость последних достигает 150 тысяч м3 (предельно большой современный объём).

На практике затраты на сжиженный природный газ сильно различаются в зависимости от числа технологических линий на сжижающих заводах и от дальности перевозок. На рис.5 представлено распределение затрат (капитальных и текущих) в двух разновеликих проектах по сжиженному природному газу в зависимости от дальности транспортировки. Для стандартной технологической цепочки производства сжиженного природного газа (с двумя технологическими линиями) мощностью 6,6 млн.тонн в год и дальностью транспортировки 4000 км расходы на сжижение составляют около половины общих затрат, а на транспортировку и газификацию - примерно по 25% на каждую. Удельные затраты на заводах с двумя технологическими линиями примерно на 20% ниже затрат на обычных заводах. Тем не менее, фрагментарность рынка и сложности в обеспечении надёжности долгосрочных контрактов по продажам больших объёмов газа способствуют реализации проектов заводов с одной технологической линией.

В определении наиболее дешёвого метода транспортировки по заданному маршруту расстояние играет ключевую роль. Произведено сравнение затрат на трубопроводный транспорт и производство сжиженного природного газа в зависимости от диаметра трубопровода, размеров завода по производству сжиженного природного газа и расстояния транспортировки. На коротких дистанциях, как правило оказывается выгодней использовать трубопроводы (там где это возможно). Сжиженный природный газ более конкуретноспособен на дальних дистанциях ввиду меньшего влияния расстояния на общие затраты.

Рисунок 8. Индикативный уровень затрат на сжиженный природный газ

Сжиженный природный газ более конкуретноспособен при транспортировке на дальние расстояния ввиду меньшего влияния расстояния на общие затраты. Расстояние, начиная с которого экономически эффективен переход от 42-дюймового наземного трубопровода к транспортировке сжиженного газа, составляет примерно 4500 км. В течение последнего десятилетия отмечено уменьшение этого расстояния ввиду более быстрого падения затрат на транспортировку сжиженного газа, чем затрат на эксплуатацию магистральных трубопроводов. Однако технический прогресс сделал возможным использование трубопроводов на коротких дистанциях там, где сжижение газа было единственным возможным ранее способом транспортировки.

На практике проекты по транспортировке сжиженного газа редко на одних и тех же маршрутах напрямую конкурируют с трубопроводным транспортом. Как правило, конкуренция по поставкам на один рынок возникает между различными поставщиками, а не между способами транспортировки. Например, сжиженый газ, поступающий из Тринидада, конкурирует с алжирским газом, поставляемым по Магрибскому трубопроводу в Испанию.

Изменение затрат и перспективы транспортировки газа по газопроводам.

Тенденции изменения затрат на проектирование, строительство и эксплуатацию трубопроводов окажут сильное влияние на перспективы поставок газа на основные региональные рынки. Улучшенные технологии и использование более совершенных методов проектирования, строительства и управления снизили затраты на перекачку газа. Тем не менее, ещё остаются значительные возможности для дальнейшего снижения удельных затрат, в особенности это касается внедрения технологий высокого давления, а также конструирования и строительства подводных трубопроводов, включая применение достижений в области глубоководных технологий. Однако повышение затрат на оплату труда и отчуждение территории могут, до некоторой степени, снизить эффект от внедрения новых технологий в ряде стран.

Технологии высокого давления видимо будут играть ведущую роль в снижении удельных затрат в крупномасштабных трубопроводных проектах. Применение высокого давления позволяет повысить пропускную способность для заданного диаметра. До недавних пор большинство магистральных линий большого диаметра (до 56 дюймов) строилось с расчётом на рабочее давление не более 7,5 мПа. Новые, недавно сконструированные трубопроводы высокого давления работают под давлением от 10 до 20 мПа.

Основное экономическое преимущество трубопроводов высокого давления перед обычными трубопроводами заключается в более низких удельных затратах на компрессию в связи с меньшим количеством требуемых компрессионных станций и более высоким уровням производительности. Некоторое повышение затрат на материалы и строительство трубопроводов (ввиду более качественных марок стали, увеличения толщины стенок и, соответственно, веса), благодаря повышению производительности компенсируется за счет снижения удельных затрат. Как показал ряд исследований, для 56-дюймовой трубы оптимальным с экономической точки зрения является давление в 14 мПа. Технологии высокого давления много выгодней обычной технологии для трубопроводов с пропускной способностью свыше 10 млрд.м3 газа в год. Конкурентоспособность трубопроводов высокого давления линейно зависит от производительности. Ориентировочное снижение затрат для транспортной системы протяжённостью 5000 км и производительностью от 15 до 30 млрд. м3 в год оценивается в 20-35%.

Достижения последнего десятилетия в сфере технологий подводных трубопроводов сказались на снижении удельных затрат и позволили осуществить ранее невозможные глубоководные проекты. Затраты были снижены в основном благодаря улучшениям в разработке проектов, совершенствованию строительных и контрольных мероприятий, снижению стоимости сырья и усилению конкуренции между компаниями, предоставляющими услуги контроля над функционированием подводной транспортной инфраструктуры.

Наиболее совершенные технические решения последних лет касаются проектов глубоководных трубопроводов. Дальнейшие достижения ожидаются в следующих областях:

· применение более качественных марок стали, что позволит снизить вес трубопровода и, следовательно, необходимое количество стали, а также повысить скорость и снизить трудоёмкость прокладки трубопроводов;

· совершенствование производственного процесса, включая сложные компьютерные технологии для оптимизации критериев проектирования трубопроводов, что позволит уменьшить толщину стенок трубы и обеспечит экономию материала;

· технологии укладки труб большого диаметра, например J-технология, которые снижают искривление труб и, таким образом, нагрузку на них в ходе укладки, что позволит применять более легкие трубы;

· трубы, прошедшие высокочастотную индукционную обработку, являющиеся альтернативой бесшовным трубам. Такие трубы на 30% дешевле ввиду сниженных затрат на производство и сварочные работы;

· совершенствование технологий обследования морского дна, что позволит оптимизировать вес стали и грузовых бетонных рубашек;

· улучшение герметичности для снижения гидратации.

Некоторые из перечисленных достижений на практике применены на трубопроводе «Голубой поток», строительство которого ведётся на дне Чёрного моря. В рамках данного проекта ведётся строительство двух параллельных линий, пересекающих дно Чёрного моря на глубине до 2150 метров.

Проекты строительства трубопроводов на глубинах до 3000-3500 метров, скорее всего, станут технически осуществимыми в течение нескольких лет. Данные достижения снизят расходы на транспортировку до уровня расходов для сжиженного природного газа в тех случаях, где сейчас транспорт сжиженного природного газа является единственной техническим решением.

Изменения затрат и перспективы развития транспортировки сжиженного природного газа.

Хотя технологии проектирования, конструирования, строительства и эксплуатации основного оборудования для транспортировки сжиженного природного газа считаются достаточно совершенными, за последние 5-10 лет отмечено значительное снижение затрат на эти цели. В основном это связано с увеличением размеров транспортных средств, повышением эффективности использования топлива при сжижении и газификации (в основном благодаря высокоэффективным газовым турбинам при сопутствующем производстве электроэнергии на базе когенерации), совершенствованием оборудования и более эффективным использованием имеющихся мощностей. За период с 1990 по 2000 год затраты на сжижение газа в целом снизились на 25-35%, а затраты на транспортировку - на 20-30%.

Перспективы дальнейшего роста эффективности процесса производства - транспортировки сжиженного природного газа ограничены фундаментальными термодинамическими законами, тем не менее, ожидаются дальнейшие достижения в сфере сжижения и перевозки газа, что приведёт к снижению общих затрат.

Влияние цен на газ на инвестирование в газовую отрасль.

Заинтересованность производителей в поиске и разработке запасов газа во многом зависит от прогнозируемых ими цен на добываемый газ. Совместно с капитальными и текущими затратами, уплатами налогов и роялти цены определяют степень доходности и, таким образом, темпы возврата инвестиций. Расчёты проектов по переработке всегда зависят от предполагаемого уровня цен. Изменение цен никогда нельзя предвидеть, даже в тех случаях, когда производство полностью обеспечено долгосрочными контрактами на поставки. Прогнозы цен в будущем в большей степени, чем текущие цены определяют уровень инвестиций в производственные мощности. Долгосрочные тенденции спроса на газ, конечно, тоже зависят от цен.

На практике цены на газ зависят от физических и структурных характеристик рынка и развития конкуренции. Понятно, что введение конкуренции между производителями газа, основанной на доступе третьей стороны, приводит к уменьшению затрат при транспортировке газа. При прочих равных условиях, конкуренция приводит к снижению цен как при добыче газа, так и у конечного потребителя.

6. Общий прогноз добычи угля

Уголь останется важнейшим энергоресурсом для производства электроэнергии, возрастут объемы международной торговли углем.

· В Прогнозе мировой энергетики указано, что спрос на уголь будет расти с темпами, равными1,7% в год. До 2020 года будет потреблено 117 млрд. тонн угля. Большая часть роста спроса (около 85%) будет вызвана увеличением потребности в угле для выработки электроэнергии. В странах членах ОЭСР практически всё увеличение спроса на уголь связано с производством электроэнергии. С ростом спроса на электроэнергию в Китае, Индии и других развивающихся азиатских странах существенно возрастёт и спрос на уголь.

· На мировом рынке угля возрастёт роль его морской транспортировки. Это произойдёт по причине роста спроса в регионах, лишённых местных запасов угля высокого качества, и в регионах с уменьшающейся добычей угля. Объёмы торговли углём, доставляемым по морю, возрастут на 50% за период до 2020 года, и в будущем морская транспортировка этого вида топлива будет играть важную роль. На мировом рынке возрастёт доля угля, используемого для производства электроэнергии, в основном это будет связано с существенным ростом на основных региональных рынках: Азиатско-Тихоокеанском и Европейско-Атлантическом.

Залежи угля обширны и широко распространены...

· Производство угля возрастёт в тех регионах, в которых развивается и поддерживается высокий уровень конкурентоспособности угольной промышленности. Возрастёт добыча в Китае, США, Индии, Австралии, Южной Африке, Индонезии, Канаде, Колумбии и Венесуэле. В европейских странах членах ОЭСР продолжится уменьшение объёмов производства. Благодаря географической близости Азиатско-Тихоокеанский регион будет в основном снабжаться углем из Австралии, Индонезии и Китая. На Европейско-Атлантическом рынке основными поставщиками будут Южная Африка, США, Колумбия и Венесуэла. Географическое расположение Южной Африки позволяет производить поставки в Европу, Азию, Южную Америку и Северную Америку. Роль Южной Африки в установлении цен на уголь на различных региональных рынках останется важнейшей компонентой механизма установления цен на международном рынке.

· В мире существуют гигантские запасы угля, и в сравнении с нефтью и газом он имеет более широкое географическое распространение. Экономически эффективные извлекаемые доказанные запасы угля близки к триллиону тонн. При нынешних объёмах добычи этого количества хватит примерно на двести лет. Почти половина мировых запасов угля приходится на долю стран членов ОЭСР. Объёмы и местоположение этих запасов практически сводят к нулю опасения по поводу надёжности поставок угля.

· Для каждой страны качество месторождений угля определяет затраты на его разработку в большей степени, нежели объёмы запасов. Качество угля различается в зависимости от региона. В Австралии, Канаде и США есть запасы высококачественных коксующихся углей. Австралия, Китай, Колумбия, Индия, Индонезия, Россия, Южная Африка и США имеют крупные запасы энергетического угля.

· За последние 22 года доказанные запасы угля увеличились на 50%. При исследовании взаимозависимости между увеличением доказанных запасов угля и роста добычи можно сделать вывод о дальнейшем приросте доказанных запасов угля в регионах с сильно развитой конкурентоспособной угольной промышленностью.

...а затраты на поставку останутся неизменными

· Как и в прошлом, внедрение новых технологий при проведении горных работ будет повышать эффективность и снижать затраты на добычу и обогащение угля. Дальнейшая автоматизация добычи и увеличение размеров угольных шахт помогут повысить безопасность труда. Новые технологии в сфере горных работ и сжигания угля помогут снизить расходы, вызванные ужесточением экологических норм.

· Транспортные расходы зачастую составляют большую долю общих затрат на доставку угля конечному потребителю - до 50% затрат на импорт угля в Европу и Японию. Необходимо обратить внимание на развитие транспортных и погрузочно-разгрузочных устройств. В будущем представляется маловероятным, что проблемы транспортировки угля смогут ограничивать объемы его поставки угля.

Рисунок 9. Общее потребление угля в мире по регионам

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Таблица 9. Общее потребление угля в мире

Продолжится дальнейшее развитие механизмов установления цен.

· Международный рынок угля играет важнейшую роль в установлении цен. Поскольку развитие угольной промышленности внутри страны зависит от стандартов мирового рынка, цены, установленные покупателями и продавцами на международном рынке, оказывают влияние на внутреннюю политику стран в сфере производства и потребления энергии.

· Цены на двух основных региональных рынках: Европейско-Атлантическом и Азиатско-Тихоокеанском тесно взаимосвязаны. Они связывают основных производителей угля с рынками энергоресурсов основных регионов-потребителей: Европой и Японией. С развитием конкурентоспособной угольной промышленности в других важных регионах-производителях возрастёт влияние международного рынка угля на установление внутренних и международных цен на энергоресурсы.

Наиболее неопределённым фактором, влияющим на перспективы добычи угля, является экологическая политика и её воздействие на спрос.

Прогноз изменения поставок и цен на уголь во многом зависит от влияния политики в сфере предотвращения глобального изменения климата и экологии на перспективы увеличения спроса. Инвесторы могут неохотно вкладывать деньги в разработку крупных запасов, необходимых для обеспечения определённого уровня поставок, ввиду риска возможного воздействия на спрос со стороны изменений в политике в области охраны окружающей среды.

· Уровень развития экологически чистых угольных технологий и масштабы их применения на производстве будут особенно важны для угольной отрасли в будущем.

Во многих странах ключевую роль играет налаженный процесс инвестирования в угольную отрасль.

· Постоянные инвестиции в инфраструктуру добычи и транспортировки угля жизненно необходимы для развития угольной отрасли. В особенности это касается Китая и Индии, где уголь остаётся важным компонентом энергетической отрасли и будущего экономического развития.

· Правительственные источники используются для субсидирования угольной отрасли в ряде стран, однако во многих из них за последние десять лет субсидии были ограничены или прекращены. Необходимость обеспечения надёжности поставок энергоресурсов послужила единственной причиной снижения конкурентоспособности угольной промышленности в ряде стран ОЭСР. Большинство стран, субсидирующих развитие угольной отрасли и не входящих в ОЭСР, осуществляют ее реформирование в целях повышения производительности и создания благоприятного инвестиционного климата. Реформы, направляющие финансовые ресурсы непосредственно на создание коммерчески конкурентоспособной угольной промышленности, являются важнейшей компонентой поддержания стабильных поставок и цен на уголь.

Угольный рынок основан на конкуренции, а именно на коммерческих взаимоотношениях потребителей с поставщиками. Прямое правительственное вмешательство в рыночную деятельность строго ограничено. Однако, в некоторых европейских странах, Индии, Китае, России и Японии государственная политика не обязательно способствует обеспечению наиболее экономически эффективных поставок.

Последние 30 лет активно развивается международная торговля углём, её доля на современном мировом рынке угля составляет 12%. Наиболее типичным остаётся производство, ориентированное на удовлетворение местных потребностей. Тем не менее, внутренние рынки во многом зависят от цен и производственных стандартов международного рынка.

Международный рынок энергетического угля (на который приходится ? мирового спроса на уголь) во многом зависит от рынка электроэнергии, так как электроэнергетика является основным потребителем энергетического угля. Спрос на уголь со стороны производителей электроэнергии оказывает ключевое влияние на цены на энергетический уголь. Это делает рынки энергетического угля, нефти и газа взаимозависимыми в связи с необходимостью иметь возможность выбора производителями электроэнергии между различными энергоресурсами. Мировой спрос на уголь вырос в 2000 году не только из-за ввода в строй нескольких угольных электростанций в Азии, но и потому, что уголь стал заменять более дорогие нефть и газ при производстве электроэнергии по всему миру.

Изменение цен на коксующиеся угли связано со спросом на сталь. Цены на коксующийся уголь также зависят от достижений в технологиях добычи и коксования угля, а также изменений в соотношении видов топлива, потребляемых при полном металлургическом цикле.

В долгосрочной перспективе цены на уголь остануться неизменными. Однако, при этом будут иметь место краткосрочные флуктуации цен, связанные с условиями международного рынка угля.